RappoR t 2015 suR le statut de l’hydRoélectRicité · PRODUCTION, CAPACITÉ INSTALLÉE ET...

RappoRt 2015 suR le statut de l’hydRoélectRicité

avis de non-responsabilitéLe contenu des publications de l’IHA ne représente pas nécessairement un consensus des membres ou des participants de l’IHA. Les renseignements contenus dans le présent rapport sont les meilleurs renseignements à la disposition des auteurs au moment de la rédaction du rapport. L’IHA et ses participants ne peuvent être tenus responsables de leur précision ou de leur exactitude.

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droit d’auteur© 2015 International Hydropower Association Limited. Le nom et le logo « Association Internationale de l’Hydroélectricité » appartiennent à l’International Hydropower Association Limited, société sans but lucratif à responsabilité limitée par garantie constituée en Angleterre (No 08656160), et branche opérationnelle de l’Association Internationale de l’Hydroélectricité.

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Imprimé à l’encre végétale sur papier certifié FSC.

Traduction en français parrainée par Hydro Québec

A PROPOS DE CE RAPPORT

Recherche, rédaction et édition par l’équipe du siège social de l’IHA

RelecteurKen Adams Président, IHA

Irfan Aker Président du Conseil d’administration, DOLSAR

Jean-François AstolfiPremier vice-président exécutif, Électricité de France (EDF)

Nelida Barajas Experte-conseil indépendante

Colin Clark Chef de la direction de l’ingénierie, Groupe énergie renouvelable Brookfield

Yvan Cliche Conseiller stratégique –Affaires externes, Hydro-Québec

Lin Chuxue Vice-président exécutif China Three Gorges Corporation

Tron Engebrethsen Vice-président directeur International Hydro, Statkraft

José Freitas Directeur général (Hydro), EDP Energias de Portugal

Awadh B Giri Directeur général (Hydroélectricité), Hindustan Powerprojects Pvt Ltd

Dominik Godde Propriétaire, H2GO Hydro

Dieter Hopf Directeur commercial, Andrade Gutierrez SA

Jacob Irving Président, Association canadienne de l’hydroélectricité

U Min Khaing Directeur, Département de la mise en oeuvre de l’hydroélectricité, Myanmar

Isaac Kirk KoffiAdministrateur général, Volta River Authority

Jeffrey Leahey Directeur exécutif adjoint, National Hydropower Association, USA

Rikard Liden Premier spécialiste en hydroélectricité, Groupe de la Banque mondiale

Brian Mushimba Directeur technique, Eskom Uganda

Gil Maranhão Neto Directeur du développement commercial Engie

Christine van Oldeneel Directrice générale, Hydro Equipment Association

Israel Phiri Expert-conseil indépendant

Luciana Piccione Colatusso Ingénieur Itaipu Binacional

Asliddin Rakhmatov Deuxième secrétaire, ambassade du Tadjikistan au Royaume-Uni

Ren Jinghuai Société Chinoise pour l’Ingéniérie Hydroélectrique (CSHE)

David Rodrigues Krug Chef du personnel de la Direction technique, Itaipu Binacional

Segomoco Scheppers Directeur général principal, Eskom Uganda

Karin Seelos Vice-présidente, Production électrique et Affaires internationales, Statkraft Energi AS

Chen Shiun Directeur général, Recherche et développement, Sarawak Energy Berhad

Óli Sveinsson Vice-président exécutif, Recherche et développement, Landsvirkjun

Elsbeth Tronstad Vice-présidente exécutive, SN Power

Association Internationale de l’Hydroélectricité | Rapport 2015 sur le statut de l’hydroélectricité 1

TABLE DES MATIÈRES

MéthodologieL’IHA compile des statistiques à partir de données issues de sources publiées, de membres de l’IHA, de représentants gouvernementaux, de sources de l’industrie et d’activités de veille des médias. Les données sont régulièrement suivies, stockées et mises à jour pour tenir compte des nouveaux renseignements dès leur réception. Des exercices de vérification des données sont constamment exécutés et entraînent des corrections au besoin.

La base de données de l’IHA contient des données sur les installations hydroélectriques de toute taille, de tout lieu et de tout type. Par le passé, l’hydroélectricité a souvent été déclarée sous la forme de chiffres qui combinent l’hydroélectricité « pure » et le pompage-turbinage. L’IHAs’efforce de séparer ces deux composantes lorsqu’elle reçoit des statistiques qui les confondent.

Pour la production d’hydroélectricité, les statistiques sont une combinaison des rapports gouvernementaux officiels et des estimations de l’IHA fondées sur le facteur de capacité.

correctionsLes ajouts mondiaux en 2014 reflètent un ajustement à la baisse de 3 GW par rapport à la capacité ajoutée indiquée dans le document de l’IHA intitulé 2015 Key Trends in Hydropower.

AVANT-PROPOS 03

SOMMAIRE 04

TENDANCES MONDIALES EN BREF 06

LES ÉNERGIES RENOUVELABLES DANS LE BOUQUET ÉNERGÉTIQUE 08 DE DEMAIN

FILIÈRE EAU-ÉNERGIE : 12 L’HYDROÉLECTRICITÉ ET LA CONSOMMATION D’EAU

L’HYDROÉLECTRICITÉ ET LES CHANGEMENTS CLIMATIQUES 14

DEVELOPPEMENT DURABLE : ÉVALUATIONS DE PROJETS EN 2014-2015 19

APERÇUS RÉGIONAUX 22

OÙ A-T-ON CRÉÉ DE NOUVELLES CAPACITÉS HYDROÉLECTRIQUES 24 EN 2014?

PRODUCTION, CAPACITÉ INSTALLÉE ET POTENTIEL TECHNIQUE 26 DE L’HYDROÉLECTRICITÉ DANS LE MONDE, PAR RÉGION

AMÉRIQUE DU NORD ET AMÉRIQUE CENTRALE 28

AMÉRIQUE DU SUD 34

AFRIQUE 40

EUROPE 48

ASIE MÉRIDIONALE ET CENTRALE 56

ASIE ORIENTALE ET PACIFIQUE 64

“PRIORITÉS DU SECTEUR : 70 RÉSUMÉ DU CONGRÈS MONDIAL DE L’HYDROÉLECTRICITÉ”

INDEX : CAPACITÉ INSTALLÉE ET PRODUCTION MONDIALES 72 D’HYDROÉLECTRICITÉ EN 2014

Association Internationale de l’Hydroélectricité | Rapport 2015 sur le statut de l’hydroélectricité2

J’ai le plaisir de vous présenter le Rapport 2015 sur le statut de l’hydroélectricité, qui offre un aperçu des récents progrès de l’hydroélectricité et des tendances du secteur dans le monde entier.

Nous publions ce rapport à une époque de grand développement de l’hydroélectricité, alors que l’ajout de 37,4 GW de nouvelle capacité installée en 2014 (y compris 1,5 GW de pompage-turbinage) porte le total mondial à 1 036 GW. Le Congrès mondial de l’Hydroélectricité , évènement majeur de 2015, a permis de constater un renforcement de l’interaction entre tous les participants du secteur, de même qu’un engagement à faire de l’hydroélectricité une proposition gagnante pour nos sociétés, pour l’environnement et pour l’économie dans le cadre d’un avenir marqué par des contraintes climatiques.

Le portrait qui se dégage de notre veille mondiale est très dynamique. Partout en Asie, l’environnement stratégique évolue en faveur de l’hydroélectricité (à la condition qu’elle respecte des critères acceptables de durabilité) afin de répondre à la demande des économies en croissance, et de plus en plus d’acteurs entrent en jeu. En Afrique, même si le développement de l’hydroélectricité demeure faible, nous constatons une collaboration accrue au niveau régional et un consensus croissant sur l’importance de l’hydroélectricité pour l’avenir énergétique du continent.

En Amérique du Sud, où presque tous les pays envisagent des projets hydroélectriques, le stockage de l’eau est un enjeu de plus en plus important dans le débat. Et dans les marchés établis de l’Europe et de l’Amérique du Nord, les principaux moteurs sont les plus grandes interconnexions et le rôle de plus en plus important de l’hydroélectricité comme facilitateur dans le cadre de l’évolution du bouquet énergétique.

À l’avenir, nous ne pourrons gérer ces progrès que si nous demeurons étroitement associés. C’est par l’échange de connaissances que nous pouvons permettre aux décideurs de devenir plus transparents et prévisibles et permettre aux promoteurs de projets de produire les meilleurs résultats.

La base de données de l’Association internationale de l’hydroélectricité sur les centrales et les compagnies hydroélectriques du monde a mûri et est désormais un atout extraordinaire pour la veille que nous menons sur le secteur. Nous l’avons bâtie dans un effort réellement coopératif avec les organismes de réglementation, les ministères et les associations d’électricité de même qu’avec les propriétaires et exploitants des centrales du monde entier, afin qu’elle devienne une source d’information précieuse.

C’est sur cette base de données que s’appuie le présent rapport, auquel les contributions de notre communauté dynamique de membres et de partenaires du monde entier apportent des éclaircissements supplémentaires. Nos aperçus régionaux et profils nationaux ont été examinés par les soutiens de l’IHA du monde entier.

Nous passons désormais à une nouvelle étape du travail en préparation au Congrès Mondial del’Hydroélectricité de 2017, et nous espérons fournir un éventail de nouveaux outils, de nouveaux exposés et de nouveaux éclairages.

Nous remercions ici tous ceux et celles qui ont contribué à la production du Rapport 2015 sur le statut de l’hydroélectricité et nous serions heureux de recevoir vos commentaires sur la manière dont nous pourrions améliorer ce document à l’avenir.

Richard taylor directeur général

AVANT-PROPOS

37,4 GW Nouvelle capacité installée en 2014 (y compris le pompage-turbinage)

1 036 GW Capacité hydroélectrique mondiale


En 2014, le développement hydroélectrique a poursuivi sa forte croissance. À l’échelle mondiale, les moteurs de cette croissance comprennent une augmentation générale de la demande, non seulement d’électricité, mais également de caractéristiques particulières comme une électricité fiable, locale, propre et abordable.

RESUMÉ EXÉCUTIF

principales tendances et progrès notablesaugmentation de la mise en valeur régionaleEn 2014, le rôle de « batterie verte » joué par la Norvège en Europe a gagné en importance avec l’annonce de plans visant à établir une ligne de transport sous-marine directe vers le Royaume-Uni s’ajoutant aux liens Norvège-Allemagne prévu et Norvège-Danemark existant. L’Islande envisage également une ligne sous-marine de 1 000 km pour exporter l’hydroélectricité vers le Royaume-Uni.

En Afrique orientale, le Kenya et l’Éthiopie font progresser les travaux de construction d’une ligne de transport haute tension de 1 000 km, qui facilitera une approche régionale du développement de l’hydroélectricité. Le Népal et le Bhoutan étudient également des stratégies de carrefour énergétique, alors que l’Inde investit dans la capacité hydroélectrique de ces pays en échange d’une partie de l’électricité produite.

chambardements dans l’industrie de la fabricationEn 2014, General Electric a fait un geste majeur lui permettant de réintégrer le monde de la fabrication de turbines hydroélectriques en déposant une offre d’achat pour acquérir Alstom, l’un des principaux fabricants de turbines hydroélectriques. Cette offre ayant été accueillie avec une certaine résistance en France et ayant été étudiée longuement au cours de l’année par la Commission européenne, elle marque le début d’une période d’incertitude dans la composition de l’industrie mondiale de l’hydroélectricité.

Les fabricants chinois, en particulier Harbin et Dongfang, continuent d’accroître leur

part de marché à l’échelle mondiale. On constate également une résurgence de fournisseurs d’équipement au Japon, en particulier dans le domaine de la technologie à vitesse variable.

synergies en matière d’énergies renouvelablesLa plus grosse centrale hybride photovoltaïque-hydroélectrique du monde a été raccordéeau réseau en 2014. La centrale chinoise de Longyangxia – un parc photovoltaïque de 320 MW relié à une centrale hydroélectrique de 1 280 MW – devrait durer 25 ans et fournir 498 GWh/an d’énergie photovoltaïque solaire, complétant la production de la centrale hydroélectrique de pointe existante.

Le Costa Rica a annoncé en 2015 qu’il avait fonctionné à l’électricité renouvelable à 100 % pendant 75 jours, en utilisant principalement l’hydroélectricité. À plus petite échelle, l’île d’El Hierro, dans les Canaries, a mis en service un projet hybride éolien-hydroélectrique de quelque 11 MW, ce qui la rapproche considérablement de l’autosuffisance avec une énergie 100 % renouvelable.

augmentation de l’activité dans les marchés établisEn 2014, les États-Unis ont annoncé de nouvelles primes pour la production hydroélectrique à partir de réservoirs non producteurs existants. Ce pays a également élargi son crédit d’impôt à la production, qui offre des incitations pour la fabrication de technologies hydroélectriques. Au Canada, l’aménagement de nouveaux projets propres se poursuit, comme par exemple les projets Romaine-2 (640 MW) et Forrest Kerr (195 MW), tous deux achevés en 2015, et le projet Keeyask de 695 MW, maintenant en construction.

AU COURS DE 2014

• Une capacité hydroélectrique estimée à 36 GW (sans compter le pompage-turbinage) a été mise en service, portant la capacité totale installée dans le monde à 1 036 GW.

• Une capacité supplémentaire de pompage-turbinage de 1,46 GW est entrée en fonction, avec une capacité importante en construction ou à l’étape de la planification, ce qui a porté la capacité totale mondiale de pompage-turbinage à 142 GW.

• La production d’hydroélectricité totale pour l’année est estimée à 3 900 TWh.

• Encore une fois, la Chine a dominé le marché des nouveaux projets, ajoutant 21,85 GW de nouvelle capacité à l’intérieur de ses frontières.

• Les autres pays en tête des nouveaux projets comprennent le Brésil (3,31 GW), le Canada (1,72 GW), la Turquie (1,35 GW), la Russie (1,22 GW) et l’Inde (1,20 GW).


L’Europe continue de mettre l’accent sur les projets de pompage-turbinage, avec de nouvelles installations d’une capacité totalisant 8 600 MW aux étapes de la planification et de la construction, même si ces projets de mise en valeur continuent d’être compromis par l’incertitude touchant le marché. On s’attend à ce que les progrès dans les technologies à vitesse variable seront un élément essentiel de cette nouvelle capacité.

Repenser les approches de développement dans le secteur privéNous savons depuis longtemps que le secteur privé joue un rôle de plus en plus important dans l’hydroélectricité, et les preuves appuyant cette tendance continuent de s’accumuler. Par exemple, des projets hydroélectriques de quelque 19 GW sont mis en œuvre au Bhoutan, en Inde et au Népal. Beaucoup de ces projets sont réalisés selon le modèle du producteur d’électricité indépendant et s’appuient sur des ententes d’achat d’énergie à long terme.

Dans le cas du Bhoutan et du Népal, ces ententes comprennent des échanges transfrontaliers avec l’Inde. À l’intérieur du territoire indien, quelques promoteurs étudient actuellement le modèle d’affaires consistant à exploiter des centrales commerciales, et on manifeste également un certain intérêt pour les centrales dédiées avec des partenaires industriels recherchant la fiabilité et la stabilité des prix à long terme.

intensification de l’hydroélectricité marineÀ la fin de 2014, le gouvernement du Royaume-Uni a inclus le projet de la lagune littorale de la baie de Swansea, étudié depuis longtemps, dans son Plan d’infrastructure national. De nouveaux investisseurs ont été recrutés et les négociations contractuelles ont commencé, ce qui indique une plus grande probabilité que le projet de 320 MW soit mis en œuvre. Une fois construit, il deviendrait le plus gros projet de centrale marémotrice du monde, devançant la centrale sud-coréenne du lac Sihwa (254 MW) et la centrale française de La Rance (240 MW).

En 2014, des contrats de fourniture d’hydroliennes ont été octroyés pour le projet marémoteur MeyGen (398 MW) au large des côtes de l’Écosse, qui sera le plus grand parc d’hydroliennes du monde.

Nouvelles sources de financement et d’investissementAlors qu’on a connu, au cours des dernières années, une transition vers des investissements plus importants du secteur privé dans l’hydroélectricité, 2014 a donné naissance à de nouvelles approches et sources de financement. Cela comprend l’annonce d’une nouvelle banque d’investissement financée par les pays BRICS (Brésil, Russie, Inde, Chine et Afrique du Sud). Plusieurs pays clés ont maintenant également adhéré à la Banque asiatique d’investissement pour les infrastructures, menée par Chine, qui a manifesté son intention d’inclure l’hydroélectricité dans son portefeuille d’investissements.

Du côté du secteur privé, les obligations vertes sont en croissance, alors que les nouveaux instruments comme le fonds InfraVentures de la Société financière internationale (SFI) offrent un capital-risque en phase de démarrage pour le financement de l’hydroélectricité.

l’hydroélectricité fournit des services climatiques Même si l’hydroélectricité peut offrir un éventail de services depuis longtemps, on constate une conscience croissante de son potentiel de prestation de services climatiques, en particulier dans le cas des projets qui comprennent du stockage.

En plus de réduire les émissions de carbone lorsqu’elle vient remplacer les combustibles fossiles, on constate une plus grande reconnaissance de la capacité de l’hydroélectricité à assurer la protection contre les inondations et à atténuer les impacts des sécheresses dans le contexte d’événements hydrologiques extrêmes de plus en plus fréquents.

Parallèlement, les institutions financières demandent davantage de garanties concernant la résilience de l’hydroélectricité aux changements climatiques avant de consentir les prêts, ce qui souligne la nécessité d’une analyse plus poussée au niveau du bassin hydrographique et de chaque centrale.

RESUMÉ(SUITE)


TENDANCES MONDIALES EN BREF

amérique du Nord et amérique centrale• Ajout de 3 081 MW en 2014, dont

1 995 MW au Canada et 760 MW au Mexique.

• De nouvelles incitations gouvernementales ont été instaurées aux États-Unis pour ajouter une production hydroélectriqueaux réservoirs existants.

• Le Costa Rica a fonctionné à l’énergie renouvelable à 100 % pendant 75 jours, en utilisant principalement l’hydroélectricité.

• La ligne de transmission SIEPAC de 1 800 km reliant le Guatemala au Panama a été achevée en octobre 2014.

Détails aux pages 26 à 31

amérique du sud• Ajout de 4 979 MW en 2014.

• Mise en service de 3 312 MW au Brésil, malgré la grave sécheresse qui affecte la production dans le Sud.

• Mise en service de 875 MW en Colombie, y compris le projet Sogamoso de 820 MW, qui répondra à environ 8 % de la demande d’électricité du pays.

• Les activités de mise en valeur se poursuivent dans la partie basse de la cascade Caroni au Venezuela, avec la mise en service du projet Manuel Piar (2 300 MW) prévue pour le début de 2016.


afrique• Ajout de 128 MW en 2014.

• Très faible déploiement, malgré un important potentiel inexploité et de pressants besoins en services d’eau et d’électricité.

• L’Éthiopie a achevé la construction du projet Gilgel Gibe III de 1 870 MW en 2015, et a bien avancé dans la construction du projet Grand Renaissance, qui apportera encore 6 000 MW à la région au cours des années à venir.

• Le Burundi, le Rwanda et la Tanzanie ont signé un accord pour la construction de la centrale hydroélectrique de 80 MW des chutes Rusumo, dont la production sera partagée également entre les trois pays.



asie méridionale et centrale• Ajout de 4 073 MW en 2014.

• Le contexte politique évolue en faveur d’une augmentation de l’hydroélectricité en Inde, le gouvernement envisageant des incitations financières et encourageant l’investissement privé.

• Les projets régionaux d’interconnexion pourraient faire progresser l’optimisation de l’hydroélectricité, avec le projet de transport CASA-1000 reliant le Pakistan, le Tadjikistan, le Kirghizistan et l’Afghanistan.

• La Russie a ajouté 1 168 MW de nouvelle capacité à son bouquet énergétique et a achevé la restauration de la centrale Sayano-Chouchenskaia de 6 400 MW.

• La Turquie a mis en service 1 352 MW dans le cadre de ses efforts d’exploitation accélérée de son potentiel hydroélectrique d’ici à 2023.

Read more on pages 54–61

asie orientale et pacifique • Ajout de 24 724 MW en 2014, dont 90 %

en Chine.

• La Chine est en tête du développement de l’hydroélectricité à l’échelle mondiale, avec la mise en service de 21 850 MW en 2014, y compris les derniers 4 620 MW du projet Xiluodu de 13 860 MW – la troisième centrale hydroélectrique du monde en termes de capacité.

• La Malaisie a mis en service 836 MW dans l’État du Sarawak, y compris les deux dernières turbines de 300 MW à Bakun (2 400 MW) et la première de quatre turbines de 236 MW à Murum (944 MW), tout en annonçant des plans visant à entreprendre la construction du projet Baleh de 1 285 MW en 2016.

• Le Cambodge a mis en service 707 MW, et les trois projets sont accrédités par le Mécanisme de Développement Propre (MDP). La République démocratique populaire (RDP) laotienne (308 MW) et le Vietnam (281 MW) ont également été actifs en 2014.

Read more on pages 62–67

« Le portrait qui se dégage est très dynamique, l’Asie est le leader en termes de nouveaux développements. Les considérations régionales et les possibilités d’exportation d’électricité sont des moteurs importants pour les projets partout dans le monde. »

europe• Ajout de 405 MW en 2014.

• Les activités continuent de mettre l’accent sur le pompage-turbinage, avec 8 600 MW prévus ou en construction, y compris 2 500 MW prévus dans les Alpes suisses d’ici 2017.

• En 2015, la Norvège et le Royaume-Uni ont annoncé un accord portant sur le plus long câble haute tension sous-marin du monde (730 km et 1,4 GW), permettant au Royaume-Uni d’importer de l’hydroélectricité norvégienne.

• En préparation du sommet climatique de 2015 à Paris, l’UE s’est engagée à une réduction de 40 %des émissions de GES d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990, complétée par un objectif de 27 % pour les énergies renouvelables.


TENDANCES MONDIALES EN BREF (SUITE)


16% de l’électricité mondiale provient de l’hydroélectricité

L’hydroélectricité est une technologie d’énergie renouvelable bien établie depuis des décennies et représente actuellement environ 16 % de la production mondiale d’électricité. Toutefois, même si l’hydroélectricité occupe une bonne place dans le domaine de l’approvisionnement énergétique, le bouquet énergétique dans son ensemble connaît des changements profonds et rapides.

“LES ÉNERGIES RENOUVELABLES DANS LE BOUQUET ÉNERGÉTIQUE DE DEMAIN”

En partie à cause de pressions en faveur d’une énergie plus propre et renouvelable, ainsi que de préoccupations en matière de sécurité énergétique et de contraintes en matière de ressources, le bouquet énergétique change. Même si les combustibles fossiles occupent toujours une place dominante à l’échelle mondiale, le rôle des énergies renouvelables – y compris l’hydroélectricité, le solaire, l’éolien, le géothermique et la biomasse – gagne en importance. Les énergies renouvelables, y compris l’hydroélectricité, constituent maintenant 22,8 % du bouquet électrique.

À mesure que le bouquet énergétique change, les exploitants sont confrontés à de nouveaux défis pour assurer la stabilité du réseau. Le plus grand de ces défis est la variabilité de certaines formes d’énergie renouvelable – notamment le solaire et l’éolien. Même si les ressources solaires et éoliennes sont abondantes, leur disponibilité n’est pas toujours prévisible. Avec les ressources de production conventionnelles, la demande suit un tracé relativement prévisible et la production est planifiée et exécutée de manière à répondre à cette demande. Avec les ressources solaires et éoliennes, l’approvisionnement est moins prévisible et exige par conséquent une plus grande capacité de réserve d’énergie.

Même si les détracteurs affirment qu’il s’agit d’un défaut des systèmes renouvelables qui doit nécessairement limiter la pénétration des énergies renouvelables, les études montrent le contraire. Le stockage de l’énergie et l’utilisation judicieuse d’un bouquet de technologies d’énergie renouvelable, de même que l’exploitation des raccordements entre les systèmes dans un éventail de milieux géographiques, peuvent permettre une pénétration encore plus grande des énergies renouvelables.

Le stockage de l’énergie, en particulier, est souvent cité comme le principal moyen par lequel les réseaux électriques pourront absorber des quantités sans cesse croissantes d’énergie renouvelable intermittente. L’hydroélectricité a un rôle unique et primordial à jouer à cet égard. Les réservoirs hydroélectriques, y compris ceux destinés au pompage-turbinage, servent à stocker l’énergie en fonction d’horizons temporels multiples variant de quelques minutes à plusieurs années. L’hydroélectricité assure actuellement 99 % du stockage d’électricité mondial pour les réseaux électriques.

En fait, les preuves continuent de s’accumuler à l’appui du concept de systèmes d’énergie renouvelable. L’Association Internationale de l’Hydroélectricité a réuni des études de cas qui démontrent où et comment les synergies entre les énergies renouvelables peuvent fonctionner. Ces études de cas vont de systèmes hybrides propres à un projet à des systèmes d’énergie 100 % renouvelable.


INTÉGRATION DES ÉNERGIES RENOUVELABLES AU BOUQUET ÉNERGÉTIQUE DE DEMAINCENTRALE HYBRIDE PHOTOVOLTAÏQUE-HYDROÉLECTRIQUE DE LONGYANGXIA

En décembre 2013, après seulement neuf mois de construction, le parc solaire photovoltaïque Gonghe a été mis en service et raccordé au réseau électrique par l’intermédiaire de la centrale hydroélectrique voisine de Longyangxia, sur le fleuve Jaune. Il s’agit de la première exploitation commerciale d’un système hybride photovoltaïque-hydroélectrique à grande échelle.

La centrale hydroélectrique a été conçue et mise en service en 1992 à titre de première centrale électrique de pointe et de régulation de la fréquence du réseau nord-ouest. Ses turbines à réponse rapide permettent de lisser la production d’électricité photovoltaïque, sujette aux fluctuations naturelles de la lumière solaire attribuables à la couverture nuageuse et à l’heure du jour. En compensant les irrégularités de production d’électricité, ce couplage hybride permet l’exploitation d’une source d’énergie intermittente pour fournir au réseau une électricité de bonne qualité,sûre et fiable.

La centrale hybride solaire de Longyangxia est située dans le Nord-Ouest aride de la Chine, dans une région possédant de vastes ressources solaires. Le réservoir alimente une centrale de 1 280 MW dotée de quatre turbines de 320 MW. Depuis 1999, une politique unifiée de réglementation du fleuve Jaune a été adoptée, et le réservoir de Longyangxia est l’un des principaux éléments de cette politique.

Étant l’un des premiers projets en cascade du bras principal de la partie amont du fleuve Jaune, il contrôle les rejets en aval vers les réservoirs qui se trouvent plus bas sur le fleuve et fournit ainsi à ces projets une alimentation stable et fiable en eau.

La centrale photovoltaïque de Longyangxia a une capacité de 320 MW et couvre une superficie de 9 km2. Elle est connectée directement à l’une des turbines au moyen d’une ligne de transport de 330 kV. Comme il s’agit d’une des plus grandes centrales photovoltaïques solaires du monde, sans le contrepoids énergétique de la turbine hydroélectrique de Longyangxia, elle pourrait poser un grave problème pour la stabilité du réseau. L’utilisation de petites quantités d’électricité intermittente a peu d’effet sur l’exploitation du réseau; par contre, une plus grande pénétration d’électricité intermittente peut avoir pour effet de perturber le réseau.

La mise au point d’un système de contrôle d’exploitation intégré pour les centrales photovoltaïque et hydroélectrique, qui permet en fait à la centrale photovoltaïque de fonctionner comme la cinquième turbine de Longyangxia, permet une compensation quasi immédiate entre les productions hydroélectrique et photovoltaïque. En résumé, la production d’électricité active de la centrale photovoltaïque est ajustée au moyen de la turbine hydroélectrique de manière à obtenir une courbe de production régulière

et stable. Dans l’ensemble, cela améliore l’efficacité des deux centrales et diminue le besoin de réserve tournante dans le réseau lui-même, ce qui améliore encore l’efficacité du réseau.

L’ajout du parc solaire améliore également l’efficacité d’exploitation de la centrale hydroélectrique. La province de Qinghai est aride et l’eau est une ressource rare; le réservoir de Longyangxia ne rejette l’eau qu’avec parcimonie. Avec l’ajout du parc solaire, la centrale hydroélectrique a pu accroître son efficacité économique de même que l’utilisation de sa capacité annuelle.

Bien qu’il s’agisse déjà de l’une des plus grandes centrales photovoltaïques du monde, une phase 2 de construction a débuté en août 2014 et doit entrer en service à la fin de 2015, portant alors sa capacité à 530 MW.

La production centralisée à grande échelle d’électricité d’origine photovoltaïque en est encore à ses premiers balbutiements; le couplage des productions photovoltaïque et hydroélectrique de Longyangxia est une première qui constitue un exemple précieux pour le développement de systèmes hybrides futurs combinant énergie renouvelable intermittenteet hydroélectricité.

ÉTUDE DE CAS

LONGYANGXIA


INTÉGRATION DES ÉNERGIES RENOUVELABLES AU BOUQUET ÉNERGÉTIQUE DE DEMAINEL HIERRO – ÉNERGIE RENOUVELABLE POUR DES ÎLES ÉLOIGNÉES

El Hierro est l’île la plus à l’ouest des îles Canaries espagnoles, dans l’océan Atlantique. Il s’agit d’une petite île volcanique (278 km²) qui compte environ 11 000 habitants. L’île a été déclarée réserve de la biosphère de l’UNESCO en 2000 en raison de sa faune et de sa flore rares.

Avant la mise en œuvre d’une installation à énergie renouvelable, l’île dépendait de carburant diesel importé pour produire 45 GWh/an au moyen desneuf génératrices diesel (13,36 MW au total) de la centrale électrique de Llanos Blancos, dont la production de pointe était de 7 MW. La consommation annuelle de diesel était de 40 000 barils, et les émissions étaient de 18 700 tonnes de dioxyde de carbone, de 100 tonnes de dioxyde de soufre et de 400 tonnes d’oxydes d’azote.

Dans un effort visant à éliminer la dépendance d’El Hierro à l’égard du diesel, le gros de la production d’électricité a été transféré à une centrale éolienne composée de cinq éoliennes de 2,3 MW totalisant une puissance de 11,5 MW. Cette centrale est appuyée par un système hydroélectrique de pompage-turbinage constitué d’un réservoir supérieur de 500 000 m³ à une élévation de 715 m, situé dans une caldera, et d’un réservoir inférieur artificiel de 226 000 m³ à une élévation de 54,5 m. En mode production, les quatre turbines Pelton de 2,83 MW de la centrale (totalisant 11,32 MW) fonctionnent sous une hauteur brute d’environ 655 m à un débit de 2 m³/s. En mode pompage, les deux groupes de

pompage de 1 500 kW et les quatorze groupes de pompage de 500 kW fournissent une capacité de pompage pouvant aller jusqu’à 10 MW.

En plus de fournir de l’électricité aux secteurs domestique et commercial, le système éolien-hydroélectrique alimente également les trois usines de dessalement de l’île liées au réservoir inférieur. Grâce à cette intégration, le cas d’El Hierro est non seulement un exemple frappant de la manière dont le stockage de l’eau contribue

à la sécurité énergétique fondée sur les énergies renouvelables, mais également un exemple concret de la filière eau-énergie. Les unités diesel demeurent en état de fonctionnement pour servir de réserve. La centrale a été mise en service en 2014, et on a avancé que des centaines d’îles du monde entier pourraient utiliser le même modèle.

ÉTUDE DE CAS

EL HIERRO


INTÉGRATION DES ÉNERGIES RENOUVELABLES AU BOUQUET ÉNERGÉTIQUE DE DEMAINISLANDE – ÉNERGIE 100 % RENOUVELABLE À L’ÉCHELLE NATIONALE

Les systèmes d’énergie propre sont possibles non seulement au niveau des centrales mais également à des échellesbeaucoup plus vastes, y compris à l’échelle nationale. Grâce aux considérables ressources naturelles du pays, le réseau électrique de l’Islande est alimenté presque totalement en énergie renouvelable. L’Islande dispose d’énormes ressources hydroélectriques du fait de ses nombreux glaciers et de ses pluies abondantes, de même que d’abondantes ressources géothermiques du fait de son emplacement sur un rift géologique majeur à la jonction des plaques nord-américaine et eurasienne, là où l’Atlantique Nord rencontre l’océan Arctique. En outre, l’Islande profite de grandes ressources éoliennes et est devenue, en 2012, le centième pays du monde à installer des éoliennes.

L’infrastructure électrique de l’Islande était constituée à 71 % d’hydroélectricité, à 28,9 % de productiongéothermique et à 0,04 %de production éolienne en 2014. La production à partir de combustibles fossiles représentait 0,01 % de l’électricité en 2014; cette production est réservée aux îles éloignées non raccordéesau réseau, ainsi qu’à l’alimentation de secours. En 2013-2014, on a installé 3,2 MW de capacité éolienne pour étudier la possibilité d’incorporer des énergies renouvelables supplémentaires au réseau islandais.

En plus de l’électricité, l’infrastructure de chauffage de l’Islande est elle aussi alimentée à 100 %d’énergie renouvelable, et on prévoit en faire autant pour le secteur des transports d’ici 2050.

L’Islande a atteint son statut de pays autosuffisant et axé sur les énergies renouvelables grâce à une transition planifiée de la dépendance à l’égard des combustibles fossiles vers les énergies renouvelables. Au cours du dernier demi-siècle, le pays a mis en œuvre une initiative stratégique visant à réduire sa dépendance à l’égard des combustibles fossiles importés, en particulier lepétrole, et à mettre plutôt l’accent sur la mise en valeur des ressources nationales.

L’Islande possède une capacité géothermique installée de 665 MW et une capacité hydroélectrique de 1 986 MW, y compris son plus récent projet, la centrale Búðarháls de 95 MW dont l’exploitation commerciale a commencé en 2014. L’hydroélectricité fournit l’électricité requise par les charges de base et de pointe du réseau islandais, la géothermie étant axée sur la charge de base. L’Islande a construit sa première centrale hydroélectrique en 1904, mais le développement à grande échelle de l’hydroélectricité comme stratégie a commencé dans les années 1970; la mise en valeur de la géothermie a commencé en 1982. Divers projets de géothermie et d’hydroélectricité sont à l’étape de la planification ou en construction; la centrale géothermique Theistareykir de 45 à 90 MW esten construction et l’expansion de 100 MW de la centrale hydroélectrique Búrfell doit entrer en construction à la fin de 2015.

L’Islande a en même temps, dans le cadre de sa stratégie, attiré des industries énergivores grâce à sa production peu coûteuse d’énergie renouvelable. Les installations hydroélectriques et industrielles ont été construites simultanément; cela a contribué à une augmentation du PIB de plus de 6 % et à la création de 4 800 emplois directs et indirects. Les tarifs d’électricité sont parmi les moins élevés pour les consommateurs et l’industrie à l’échelle mondiale.

Les ménages islandais ne consomment que 10 % de l’électricité du pays. Le reste sert de moteur de croissance économique – y compris l’électricité renouvelable pour l’industrie lourde, l’agriculture (serres), la transformation des aliments (poisson) et, de plus en plus, des activités comme l’hébergement de centres de données. Cela démontre que l’électricité à 100 % renouvelable ne convient pas qu’aux petits réseaux isolés ou qu’à fournir un niveau minimal d’accès à l’électricité; les énergies renouvelables peuvent fournir, et fournissent, suffisamment d’électricité fiable pour l’industrie et la croissance économique.

Pour l’avenir, l’Islande vise également à exporter son énergie propre vers les consommateurs qui recherchent un approvisionnement énergétique propre, fiable et abordable. On étudie actuellement la proposition d’une liaison directe par câble sous-marin de 1 000 km pour partager la capacité excédentaire de l’Islande avec le Royaume-Uni.

ÉTUDE DE CAS

ICELAND


La filière eau-énergie est devenue un enjeu clé pour le secteur de l’hydroélectricité. Il s’agit de la relation entre l’impact de la production d’énergie sur les ressources en eau et l’énergie requise pour recueillir, purifier, stocker et fournir de l’eau. Cette filière tient compte non seulement de la relation entre ces deux secteurs, mais également des approches utilisées pour les comprendre et les gérer de manière intégrée et systémique.

FILIÈRE EAU-ÉNERGIE : L’HYDROÉLECTRICITÉ ET LA CONSOMMATION D’EAU

Toutes les technologies énergétiques ont besoin d’eau – pour les processus de refroidissement dans la production thermique, pour l’irrigation des cultures de biocarburants, comme aide à l’extraction des hydrocarbures ou, dans le cas de l’hydroélectricité, comme « carburant ». L’hydroélectricité se trouve en fait au cœur de cette filière puisqu’elle ne fait pas qu’utiliser l’eau comme charge d’alimentation, mais elle la rend également disponible à d’autres fins. L’hydroélectricité remplit une importante fonction de gestion de l’eau en plus de produire de l’énergie : elle constitue un moyen de fournir de l’eau en période de pénurie et elle permet d’absorber les flux en période d’excès.

L’un des principaux enjeux émergents à l’intérieur de cette filière est la différence entre l’utilisation et la consommation d’eau. L’utilisation d’eau d’une technologie énergétique, parfois appelée son « empreinte aquatique », est la quantité d’eau qui sert à produire une unité d’énergie. L’eau utilisée comme charge d’alimentation pour produire de l’hydroélectricité est retournée au cours d’eau et demeure disponible à d’autres fins. La question de la consommation d’eau, par contre, porte sur la quantité d’eau qui, du fait de son utilisation, cesse d’être disponible. Pour l’hydroélectricité, les pertes dues à l’évaporation sont de plus en plus considérées comme des pertes de consommation.

Toutefois, la plupart des cours d’eau perdaient déjà de l’eau par évaporation avant la création d’un réservoir; un calcul de valeur nette est donc la seule manière d’évaluer avec exactitude les pertes par évaporation d’un réservoir. Une évaluation de l’évaporation nette tient compte des caractéristiques

préexistantes du site en excluant l’évapo-transpiration naturelle des plantes dans la zone inondée et l’évaporation des plans d’eau préexistants, qui se produisent toutes deux naturellement dans n’importe quel paysage.

En outre, les réservoirs fournissent généralement au système de l’eau qui n’était auparavant pas disponible lorsqu’on en avait besoin. Les saisons sèches et les saisons des pluies engendraient un hydrogramme inégal, présentant trop d’eau pendant une partie de l’année et pas assez pendant d’autres périodes. Par l’utilisation stratégique d’un réservoir, les installations hydroélectriques peuvent amoindrir les variations annuelles de l’écoulement – en conservant l’eau excédentaire dans le réservoir pendant les périodes de débit élevé aux fins d’utilisation lorsque les apports naturels sont insuffisants. Ainsi, un crédit peut être nécessaire dans toute évaluation véritable de l’empreinte aquatique de l’hydroélectricité, afin dereconnaîtrela valeur de la capacité de fournir de l’eau au moment où on en a le plus besoin.

Enfin, les réservoirs hydroélectriques sont généralement construits à des fins multiples et la production d’électricité n’est généralement pas la fin principale. Parmi les autres fins possibles : l’irrigation, le contrôle des inondations, la navigation et l’alimentation en eau potable. Toute perte nette par évaporation d’un réservoir doit être divisée entre toutes les utilisations principales du réservoir plutôt que d’être attribuées à une seule des multiples utilisations du réservoir.

cadre d’évaluation pour les impacts de l’énergie sur l’eau (W4eF)Le projet W4EF est organisé sous l’égide du Conseil mondial de l’eau et est mené par Électricité de France (EDF). Ce projet vise à fournir un cadre pour évaluer les impacts du secteur de l’énergie sur l’eau, en mettant au point des approches et des méthodologies applicables à toutes les technologies du secteur énergétique.

Évaluer les relations entre une activité énergétique et son environnement hydrique exige plus qu’une simple estimation des quantités. Tenant compte aussi bien de la quantité que de la qualité des utilisations, le W4EF applique ces chiffres à la situation locale et calcule des indicateurs qui estiment plusieurs types d’interactions. La souplesse est un facteur clé pour fournir à tout utilisateur un ensemble commun d’indicateurs simples et cohérents qui aident à formuler une première estimation des risques que peut courir une activité énergétique à l’égard de son environnement hydrique.

Le principal objectif de l’initiative W4EF est de fournir à tous les secteurs énergétiques une terminologie et une méthode d’évaluation communes afin d’évaluer les relations entre la production d’énergie et l’eau.


utilisations multiples de l’eau des réservoirs hydroélectriques.Le projet Multi-usage de l’Eau des Réservoirs Hydroélectriques (ci-après appelé projet Multi-usage) a été mené par EDF dans le cadre de sa collaboration avec le Conseil mondial de l’eau et a découlé du 6e Forum mondial de l’eau de 2012.

Beaucoup des réservoirs du monde ont plusieurs usages. Le projet Multi-usage instaure un cadre pour analyser les réservoirs dont l’hydroélectricité n’est que l’une des fonctions principales, et il est un moteur clé pour le développement du projet. Le cadre reconnaît que les utilisations du réservoir peuvent parfois entrer en conflit, mais sont souvent complémentaires.

Le projet Multi-usage s’appuie sur les principes suivants : « vision partagée, ressources partagées, responsabilités partagées, droits et risques partagés et coûts et avantages partagés ». Ces principes sous-tendent le concept SHARE : approche axée sur le développement durable pour tous les utilisateurs, efficacité et équité plus grandes entre les secteurs, adaptabilité pour toutes les solutions, perspectives centrées sur le bassin fluvial pour tous, et participation de tous les intervenants.

Ce cadre de référence aborde plusieurs sujets : les outils visant à éviter ou à minimiser les tensions entre les utilisateurs, les enjeux de gouvernance à toutes les étapes, de même que les modèles financiers et économiques permettant de développer et d’exploiter de tels réservoirs à utilisations multiples. Il traite des pratiques exemplaires de conception, de développement et de mise en œuvre de réservoirs à utilisations multiples et comprend douze études de cas provenant dumonde entier soulignant au moins un aspect du concept SHARE.

Même si ce n’est pas un objectif direct du projet Multi-usage, les travaux soulignent que la responsabilité de toute utilisation de l’eau ou perte d’eau dans un réservoir à utilisations multiples est partagée entre toutes les utilisations du réservoir, et non pas exclusive à l’exploitant hydroélectrique.

FILIÈRE EAU-ÉNERGIE : L’HYDROÉLECTRICITÉ ET LA CONSOMMATION D’EAU(SUITE)

ET MAINTENANT?

La question de la consommation d’eau et de l’hydroélectricité exige un examen, une compréhension et une communication plus poussés. Au cours des trois dernières années, l’Association Internationale de l’Hydroélectricité a appuyé deux initiatives, décrites dans la présente section, qui cherchent à aborder certains des enjeux associés à la filière eau-énergie.


La COP21 viendra couronner deux années de négociations intensives et devrait produire un traité international contraignant en droit mettant l’accent sur la prévention de changements climatiques irréversibles. Plus précisément, l’accord, s’il est conclu, visera à limiter l’augmentation de la température de la Terre à au plus 2 °C en limitant la concentration atmosphérique de CO2 à 450 parties par million.

Le secteur de la productiond’énergie est le plus grand émetteur de gaz à effet de serre (GES) à l’échelle mondiale, et subit déjà des pressions croissantes visant à réduire ses émissions de carbone. Or, en fonction des résultats de la COP21, ce secteur pourrait devoir en faire beaucoup plus. Ainsi, il est utile de comprendre la relation de l’hydroélectricité avec les changements climatiques en termes de contribution, d’incertitudes, de risques, d’opportunités et de stratégies.

L’Association Internationale de l’Hydroélectricité étudie l’hydroélectricité et les changements climatiques à travers quatre filtres : atténuation, empreinte GES, résilience et services d’adaptation. À titre d’énergie renouvelable, l’hydroélectricité s’inscrit dans une stratégie d’atténuation des changements climatiques. Mais il faut également comprendre, prévoir et, au besoin, atténuer l’empreinte potentielle de GES de l’hydroélectricité en des endroits précis.

En outre, à mesure que le climat change, ces grands investissements d’infrastructure doivent garantir que la résilience climatique est intégrée aux projets existants comme aux nouveaux projets, tout en tenant compte du rôle des réservoirs hydroélectriques pour aider les sociétés à s’adapter.

atténuation des changements climatiques : compenser l’impact sur les Ges de la productiond’électricitéPuisque le secteur de l’énergie compte pour 35 % des émissions mondiales, les options de ralentissement des changements climatiques continueront de mettre fortement l’accent sur ce secteur. Il est possible de réduire les émissions de carbone par l’infrastructure électrique en améliorant son efficacité énergétique et en accroissant le recours aux énergies renouvelables pour remplacer la production fossile, c’est-à-dire remplacer l’utilisation des combustibles fossiles par des technologies plus propres.

C’est ici que l’hydroélectricité a un rôle double à jouer : il s’agit à la fois d’une énergie renouvelable, qui peut remplacer directement l’utilisation de combustibles fossiles, et d’une technologie de stockage de l’énergie qui permet une plus grande pénétration de formes d’énergie renouvelable intermittentes, comme l’énergie solaire et l’énergie éolienne.

C’est pourquoi, à titre de première technologie d’énergie renouvelable du monde en termes de capacité installée (1 036 GW) et de production totale (3 900 TWh/an) en 2014, l’hydroélectricité est reconnue comme une technologie énergétique propre, renouvelable et à faibles émissionsde carbone. Elle est reconnue comme un outil pour atténuer les changements climatiques en se substituant à l’utilisation de combustibles fossiles.

Les émissions de l’hydroélectricité généralement faibles de 28 g d’équivalent CO2/kWh – la valeur médiane déclarée par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) – sont considérablement moindres que celles d’autres technologies de production d’électricité, dont les valeurs moyennes varient de 490 g à 820 g d’équivalent CO2/kWh pour la production au gaz et pour la production au charbon, respectivement.

Compte tenu des incertitudes actuelles entourant l’impact d’un réservoir donné sur les GES, la CCNUCC a produit une méthodologie provisoire pour attribuer les émissions, fondée sur la superficie du réservoir et la capacité de la centrale hydroélectrique. Cette approche axée sur la « densité de puissance » crée trois catégories et attribue un profil d’émissions à chacune des trois catégories autorisées par le mécanisme pour un développement propre (MDP) :

À défaut d’une méthodologie plus raffinée, ces taux d’émissions de l’hydroélectricité sont utilisés pour calculer la compensation des GES offerte par l’hydroélectricité. Même s’il est clair que l’hydroélectricité en tire du crédit, il est également manifeste que certaines approches axées sur la densité de puissance surestiment considérablement les émissions de l’hydroélectricité, par rapport aux émissions moyennes de l’infrastructure énergétique qu’elle alimente.

En décembre 2015, des représentants du monde entier se réuniront à Paris pour la 21e Conférence des Parties (COP21), lors de laquelle des négociations touchant les changements climatiques auront lieu sous l’égide de la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC).

L’HYDROÉLECTRICITÉ ET LES CHANGEMENTS CLIMATIQUES

Densité de puissance par superficie de réservoir :

Émissions fixées par la CCNUCC pour le calcul des compensations :

≥10 watts/m2 0 g d’équivalent CO2/kWh

4 à 10 watts/m2 90 g d’équivalent CO2/kWh

<4 watts/m2 insuffisantpour compenser les émissions de carbone


En y regardant de plus près, tous les projets de stockage de l’hydroélectricité seraient considérés comme ayant un rendement médiocre selon la méthodologie susmentionnée alors qu’en fait, la plupart présentent des profils d’émissions très faibles. Cela souligne le besoin de meilleurs outils pour estimer l’impact sur les GES d’un réservoir donné en fonction de ses caractéristiques réelles (voir la section sur l’empreinte GES à la page 16).

Dans un monde touché par les changements climatiques, les réservoirs de stockage de l’eau seront essentiels à l’adaptation, leur capacité de stockage permettant de mieux prévoir et de mieux contrer l’augmentation du nombre d’inondations et de sécheresses (voir la section sur l’adaptation climatique à la page 18). Cela, combiné au besoin d’assurer le stockage de l’énergie (voir ci-après), signifie que davantage de réservoirs de stockage seront construits à l’avenir.

l’hydroélectricité comme outil de stockage pour les énergies renouvelables intermittentesEn plus d’être la plus grande source mondiale d’électricité renouvelable, l’hydroélectricité de stockage (c.-à-d. produite à partir d’un réservoir, y compris par pompage-turbinage) est particulièrement bien adaptée pour permettre une pénétration accrue d’autres technologies d’énergie renouvelable intermittentes, en particulier l’éolien et le solaire.

Les réservoirs hydroélectriques jouent déjà un rôle important de stockage énergétique pour le réseau électrique, ce qui aide à harmoniser l’offre et la demande. Les estimations indiquent que l’hydroélectricité représente aujourd’hui environ 99 % de la capacité mondiale de stockage d’électricité. Il est généralement reconnu qu’à mesure que la pénétration de toutes les énergies renouvelables augmentera, en particulier les énergies renouvelables intermittentes comme l’éolien et le solaire, il y aura un besoin croissant d’une capacité de stockage plus importante afin d’aplanir des fluctuations croissantes de la production et de stabiliser le réseau électrique.

Lorsque l’eau est pompée dans un réservoir ou stockée à partir d’un apport naturel, elle peut servir à tout moment, au besoin, à produire de l’énergie pour le réseau électrique. Ainsi, lorsque le vent tombe ou que l’énergie du soleil est interceptée par les nuages et la pluie, l’énergie stockée dans l’eau du réservoir peut être libérée pour compenser la perte de production éolienne ou solaire.

De même, lorsqu’il y a trop de vent ou d’énergie solaire, le surplus d’électricité peut servir à alimenter les pompes servant à stocker cette énergie renouvelable pour utilisation ultérieure. Les centraleshydroélectriques peuvent également fournir des services auxiliaires qui renforcent la stabilité du réseau électrique en stabilisant la tension et la fréquence.

On s’attend à ce que le rôle de technologie habilitante de l’hydroélectricité prenne de l’importance à mesure que les besoins de stockage énergétique augmenteront dans le cadre de la transition mondiale vers une utilisation accrue des énergies renouvelables.

L’HYDROÉLECTRICITÉ ET LES CHANGEMENTS CLIMATIQUES(SUITE)


empreinte Ges : comprendre et gérer l’impact de l’hydroélectricitéMême si l’hydroélectricité est reconnue comme une source d’énergie propre et s’il existe des méthodologies standard pour attribuer les compensations, il demeure que dans certains cas les réservoirs peuvent avoir un impact négatif sur le régime d’émissions de GES. À mesure que l’impératif d’atténuation des changements climatiques devient plus urgent, le besoin de quantifier toutes les activités humaines en termes d’impact sur les GES augmente également. Ainsi, le secteur de l’hydroélectricité doit également quantifier sa propre empreinte et prendre les mesures appropriées pour atténuer ou compenser les impacts au besoin.

L’empreinte GES de l’hydroélectricité découle de deux aspects : l’impact sur les GES des matériaux constitutifs de la centrale, de la fabrication de l’équipement et des procédés de construction, et les flux de GES produits par le réservoir. Les émissions de GES associées à la construction d’une centrale hydroélectrique représentent généralement environ 1 à 2 g par kWh d’électricité produite. Quant au réservoir, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) rapporte actuellement, en s’appuyant sur un examen d’évaluations individuelles de 120 réservoirs, que la valeur médiane de l’empreinte GES de l’hydroélectricité à l’échelle mondiale est de 28 g d’équivalent CO2 par kWh (28 g équiv. CO2/kWh).

Beaucoup de travail a été accompli au cours des dernières années pour quantifier l’impact de la création d’un réservoir donné sur le bilan GES. Des études ont clairement démontré que tous les systèmes d’eau douce transportent et émettent des GES du fait de la décomposition des matières organiques. Cela signifie que les rivières, les lacs et les réservoirs peuvent émettre du dioxyde de carbone (CO2) et du méthane (CH4), ou peuvent également faire fonction de « puits de CO2 » en absorbant le CO2 de l’atmosphère.

La quantité des émissions de GES est fonction de l’environnement naturel local, des conditions climatiques et de l’activité

humaine dans la région. La source de ces GES peut être le cycle naturel du carbone à cet endroit, des conditions particulières dans l’eau du réservoir (zones stratifiées anoxiques, etc.) et des activités humaines en amont sans rapport avec le réservoir, comme les rejets d’eaux usées, le lessivage des terres cultivées et les effluents industriels.

Il est difficile de séparer ces éléments afin de quantifier l’impact GES d’un réservoir sur les conditions préexistantes, mais ces facteurs peuvent avoir une incidence sur le profil GES d’un réservoir. Ainsi, lors de l’évaluation de l’empreinte de l’hydroélectricité, il est important de tenir compte de ce régime GES préexistant de même que des autres activités humaines sans rapport avec le réservoir lui-même.

Une telle analyse des émissions nettes d’un réservoir devra soustraire les émissions préexistantes du système fluvial ou lacustre de même que l’impact des activités anthropiques sans rapport avec le réservoir dans le bassin hydrographique. Toutefois, calculer avec précision les émissions nettes d’un réservoir est un exercice chronophage dont le coût n’est abordable que dans les endroits les mieux financés.

Afin de satisfaire le besoin d’évaluer l’empreinte GES de l’hydroélectricité à chaque réservoir, des travaux sont entrepris pour mettre au point des méthodologies et des outils afin d’aider à prévoir l’impact GES net d’un réservoir en utilisant les paramètres normalement fournis par des études rigoureuses de l’impact environnemental et social.

Lancé en 2006, le projet UNESCO/IHA sur le statut GES des réservoirs d’eau douce vise à mettre au point un outil d’examen préalable pour le secteur de l’hydroélectricité et ses intervenants afin d’évaluer l’impact GES net probable d’un réservoir donné. Ces renseignements peuvent également être utilisés pour évaluer les moyens d’atténuer cet impact, que ce soit en modifiant la conception ou le régime d’exploitation du projet ou par des activités dans le bassin hydrographique visant à réduire les sources anthropiques de GES sans rapport avec le réservoir.

En outre, comme la plupart des réservoirs du monde ne sont pas construits avec l’hydroélectricité comme but premier, il est important de ne pas surestimer l’impact GES attribuable à un secteur ou à un utilisateur du réservoir. L’attribution de l’empreinte GES aux multiples services du réservoir permettra de mieux refléter l’impact GES véritable de l’hydroélectricité et des autres services offerts par le réservoir.

L’HYDROÉLECTRICITÉ ET LES CHANGEMENTS CLIMATIQUES (SUITE)

Le projet UNESCO/IHA sur la situation des GES dans les réservoirs d’eau douce a récemment achevé la mise au point d’un prototype d’outil visant à étudier les émissions de GES nettes. Cet outil, appelé G-res, actuellement en cours d’examen par des pairs, devrait être finalisé en mai 2016. Si vous souhaitez contribuer au processus d’examen par les pairs, contactez: [email protected].


planifier l’avenir : résilience dans le choix du site, la conception et l’exploitationMalgré les efforts visant à réduire les émissions, il est clair que le climat mondial change. en plus de mesurer la contribution potentielle de l’hydroélectricité aux changements climatiques et aux stratégies d’atténuation favorisant les énergies à faible intensité carbonique, il incombe désormais également à la communauté mondiale de s’adapter aux changements climatiques et de se préparer à ses impacts potentiels.

La résilience climatique exige la mise au point de systèmes et de structures capables par nature d’absorber les changements climatiques, voire d’utiliser ces changementsà leur avantage. Les actions favorisant la résilience climatique sont celles qui cherchent à la fois à comprendre le risque et à l’atténuer en réduisant la vulnérabilité ou en améliorant la capacité d’adaptation aux changements climatiques.

Les conditions climatiques futures sont incertaines, en particulier à l’échelle locale d’un site particulier. Les gouvernements, les promoteurs, les investisseurs et les autres intervenants du domaine de l’hydroélectricité devront prendre des décisions capables de résister à un éventail de conditions liées à un certain degré d’incertitude.

Les infrastructures hydroélectriques sont caractérisées par leur longévité et sont traditionnellement conçues en fonction de données hydrologiques historiques. Toutefois, avec les changements climatiques, le passé n’est plus garant de l’avenir, surtout en ce qui concerne les profils de précipitations. Cette incertitude amène à définir deux approches générales de la planification et de l’investissement :

1 La prise de décision descendante traditionnelle consiste à choisir un scénario de climat et de demande ainsi qu’un modèle climatique associé sur lesquels fonder la conception d’un projet.

2 L’approche ascendante, appelée « prise de décision en contexte d’incertitude » ou DMU (decision-making under uncertainty), met à l’essai la conception privilégiée dans un éventail de scénarios afin de déterminer si l’investissement est sain dans la plupart ou la totalité des cas. L’approche DMU est conçue pour définir des projets qui conviennent à tout scénario climatique à un endroit donné, voire en l’absence de changements climatiques.

On s’attend à ce que les changements climatiques engendrent des événements extrêmes, comme les inondations et les sécheresses, plus intenses et à ce qu’il modifie les profilsde demande – par exemple, des étés plus chauds et plus hâtifs peuvent accroître le besoin de climatisationélectrique plus tôt dans l’année. Une planification à long terme et résiliente au climat de l’infrastructure-hydroélectrique devrait inclure dans ses objectifs celui de garantir que les générations futures héritent d’installations qui ne seront pas compromises par les changements climatiques.

Une infrastructure résiliente au climat doit donc répondre à deux préoccupations principales : la sécurité face à des événements climatiques plus extrêmes et le maintien ou l’amélioration de la productivité malgré des précipitations et des profilsde demande changeants. Pour être résiliente au climat, l’hydroélectricité doit, à titre d’infrastructure majeure, être construiteou modifiée de manière à résister à l’augmentation de la fréquence des événements extrêmes. Les installationsdoivent également pouvoir composer avec deschangements dans le profil des inondations et des sécheresses, avec des équipements capables de résister à l’éventail des conditions climatiques prévisibles.

En outre, les changements climatiques engendrent des opportunités aussi bien que des menaces, et une infrastructure réellement résiliente pourrait être en mesure d’en tirer parti en adoptant de nouveaux rôles et en fournissant de nouveaux services en conséquence.

L’incertitude est un thème courant dans les processus d’analyse et de prise de décision touchant la résilience climatique. Même s’il n’existe pas d’approche unique recommandée des changements climatiques, le secteur de l’hydroélectricité est prêt à répondre. Les prêteurs et les organismes de réglementation sont de plus en plus conscients de la résilience climatique et examinent de plus en plus les exigences connexes de tout projet auquel ils participent. Les réactions des exploitants d’installations hydroélectriques ont pris de nombreuses formes : formation de groupes de travail spéciaux sur les changements climatiques, amélioration de la surveillance hydrologique, examen de la sécurité des barrages, mise à jour de la planification des situationset des procédures d’urgence, révision des règles touchant les activités de stockage, intégration des imprévus et de la souplesse dans les activités, partenariats avec les universités et les organismes de météorologie pour la modélisation climatique et les prévisions hydrologiques, et nouvelles analyses de planification de la production et de l’investissement.

L’HYDROÉLECTRICITÉ ET LES CHANGEMENTS CLIMATIQUES (SUITE)


L’HYDROÉLECTRICITÉ ET LES CHANGEMENTS CLIMATIQUES(SUITE)

adaptation – Rôle de l’infrastructure de stockage de l’eau dans l’adaptation des sociétés aux changements climatiques.Alors que la résilience climatique étudie la manière dont une infrastructure hydroélectrique peut résister aux changements climatiques et réagir aux opportunités et aux menaces qu’ils présentent, l’adaptation climatique adopte un point de vue plus général dépassant l’infrastructure et allant jusqu’au niveau sociétal.

La gestion de l’eau est une composante centrale de l’adaptation climatique. Comme on l’a déjà mentionné, les centrales hydroélectriques à réservoir peuvent servir à plusieurs fins, entre autres à fournir une électricité propre et renouvelable, à stocker l’énergie, à fournir des services favorisant la flexibilité du bouquet énergétique, de même qu’à fournir des services de gestion des inondations et d’atténuation des sécheresses – fins qui seront toutes de plus en plus importantes dans le contexte des changements climatiques.

Convenablement planifié, un réservoir hydroélectrique peut stocker les apports excédentaires pendant la saison des inondations et les restituer selon les besoins pendant la saison sèche. Cela atténue l’impact des inondations et des sécheresses. Intégrer ces services exige souvent de réévaluer les critères de conception des installations hydroélectriques nouvelles et existantes afin d’incorporer des mesures structurelles comme la capacité de stocker et de rejeter l’eau, de même que de reconsidérer des mesures opérationnelles, comme l’abaissement du niveau du réservoir avant la saison des inondations et la restriction de la production en période de sécheresse.

La gestion de l’eau excédentaire et la fourniture d’eau pour des besoins vitaux exigent une bonne compréhension au niveau des politiques, de la mise en œuvre et de l’exploitation. La conception d’une infrastructure de gestion de l’eau destinée à de multiples fins est une entreprise plus complexe que les projets à utilisation unique. Le fait que les incitatifs commerciaux et stratégiques actuels correspondent mal aux besoins de l’adaptation climatique accroît encore la complexité de la question.

Même si l’on reconnaît la nécessité d’accroître la capacité de stockage de l’eau pour faciliter l’adaptation climatique, l’une des principales difficultés consiste à déterminer qui peut et qui doit payer pour ces services. L’adaptation climatique est souvent considérée comme un bien public que les sociétés estiment devoir être couvert par les fonds publics. Cela est fondamentalement contraire à l’approche de la mise en valeur de l’hydroélectricité par le secteur privé.

Souvent, les incitatifs – y compris le programme MDP de la CCNUCC – ont pour effet de décourager la mise en valeur des réservoirs de stockage, ce qui va à l’encontre des besoins de la société dans un monde de contraintes climatiques. Le besoin existe déjà d’une plus grande capacité de stockage de l’eau à l’échelle mondiale, et les changements climatiques ajoutent une autre dimension à ce besoin. Il faut impérativement que les décideurs tiennent compte de l’adaptation auxchangements climatiques, voire reconsidèrent certaines politiques qui se voulaient « respectueuses du climat ».

ET MAINTENANT?

Même si les changements climatiques engendrent des risques aussi bien que des opportunités, il reste beaucoup à faire pour optimiser l’hydroélectricité dans le contexte des changements climatiques. Qu’il s’agisse de mieux comprendre l’empreinte GES des réservoirs, d’encourager une meilleure définition du développement favorisant la résilience climatique ou d’appuyer le rôle de l’hydroélectricité pour aider les sociétés à atténuer les changements climatiques et à s’y adapter, l’IHA travaille avec le secteur de l’hydroélectricité et avec d’autres intervenants afin d’améliorer les connaissances et la compréhension dans ce domaine.


DÉVELOPPEMENT DURABLE : ÉVALUATIONS DE PROJET EN 2014-2015

Tout au long de 2014, le protocole a été appliqué de manière généralisée, avec une adoption particulièrement forte dans les pays en développement et à revenus intermédiaires. Il est maintenant utilisé dans toutes les régions du globe.

Au cours de cette période, on a également constaté une diversification des utilisateurs, qui vont des plus grandes compagnies de l’industrie aux autres intervenants du secteur de l’hydroélectricité, par exemple les organismes financiers, gouvernementaux et non gouvernementaux.

En qualité d’organisme de gestion du protocole, l’Association Internationale de l’Hydroélectricité (IHA) appuie les structures de gouvernance et de gestion du protocole. Elle donne également des cours de formation aux compagnies, aux banques et aux évaluateurs accrédités.

applications récentes du protocoleIl y a eu onze évaluations officielles de projet entre janvier 2014 et le milieu de 2015. Fait à noter, on trouve parmi ces onze évaluations les deux premières applications de l’outil Phase préliminaire du protocole, qui met l’accent sur l’étude préliminaire des projets potentiels du point de vue du développement durable.

La plupart des évaluations ont été mises en œuvre au moyen de partenariats de développement durable, dans le cadre desquels l’IHA travaille avec une entreprise pour fournir la formation et le soutien, puis effectuer la première évaluation.

Le modèle a réussi à simplifier la mise en œuvre initiale de l’outil et demeurera important pour présenter le protocole à de nouveaux projets et de nouveaux utilisateurs. Les partenaires de développement durable comprennent maintenant tous les types de promoteurs; ils dépassent les rangs des membres de l’IHA pour inclure les gouvernements, la société civile et les institutions financières.

La capacité de démontrer comment le protocole fonctionne grâce aux évaluations publiées a également renforcé l’intégrité et la valeur de l’outil et a suscité un plus grand intérêt. L’évaluation du projet Kabeli-A (37,6 MW) au Népal a été un jalon particulièrement important, puisqu’il s’agit de la première évaluation publiée par un pays en développement.

À l’avenir, le modèle de partenariat de développement durable continuera d’évoluer. Même s’il demeurera pour un nombre croissant de promoteurs et de propriétaires un moyen de mettre le protocole en œuvre, il deviendra également un moyen d’évaluer les projets aux fins d’approbation financière et réglementaire et constituera un cadre pour les systèmes de gestion et le renforcement de la capacité interne au développement durable.

Le Protocole d’évaluation de la durabilité de l’hydroélectricité, lancé en 2011, est un cadre pour l’évaluation de projets hydroélectriques en fonction d’un vaste éventail de considérations sociales, environnementales, techniques et économiques. Il a été conçu par une communauté multipartite de gouvernements, de banques commerciales et de développement, d’ONG sociales et environnementales et d’acteurs de l’industrie.


PUBLICATIONS

De nombreux organismes citent maintenant le protocole dans leur propre documentation.

Une bibliographie d’ouvrages de référence peut être consultée à l’adresse www.hydrosustainability.org/references et est résumée ici :

• Groupe Citi : Hydropower sector brief

• Gouvernement de l’Allemagne : Compliance with environmental and social standards for large dam projects

• E.ON : The Hydropower Sustainability Assessment Protocol in practice – A utility’s perspective

• ICPDR : Sustainable Hydropower Development in the Danube Basin: Guiding Principles

• IIED : A review of social and environmental safeguards for large dam projects

• IIED : The business case for bilateral support to improve sustainability of private sector hydropower

• OCDE : Common Approaches

• Énoncé de position de la banque Standard Chartered : Dams and Hydropower

• WWF : Everything you need to know about the UN Watercourses Convention

DÉVELOPPEMENT DURABLE : ÉVALUATIONS DE PROJET EN 2014-2015(SUITE)

projetsLe protocole continue de bénéficier d’un vigoureux soutien de la part de tiers, et on remercie chaleureusement le SECO et la Norad pour leurs contributions. Le SECO coordonne un projet qui met l’accent sur l’outil Phase préliminaire et la prestation d’un soutien aux communications du protocole, alors que le projet de la Norad met l’accent sur la promotion de l’adoption du protocole dans les pays en développement.

L’IHA travaille également en étroite collaboration avec le Groupe de la Banque mondiale pour encourager l’adoption du protocole grâce à des projets directs, y compris des ateliers d’évaluation et de renforcement de la capacité.

FormationTrente-huit ateliers de formation ont été organisés à ce jour, dont douze ont eu lieu entre janvier 2014 et juin 2015. Des séances de formation ont été tenues pour l’ensemble des programmes de mise en valeur et dans toutes les régions du monde.

Les documents de formation sont passés de cours d’une semaine livrés par l’IHA à un ensemble de documents polyvalent entièrement adaptable aux besoins de chaque utilisateur. Ces documents sont constamment mis à jour et étoffés.

En plus de fournir de la formation aux partenaires de développement durable avant les évaluations, l’IHA fournit un soutien aux ateliers d’introduction destinés à l’éventail complet des intervenants qui mettent maintenant en œuvre le protocole.


DÉVELOPPEMENT DURABLE: ÉVALUATIONS DE PROJET EN 2014-2015 (SUITE)

Promoteur Pays Phase Date

1 EVN/TSHPCo Vietnam Mise en œuvre Janv. 2014

2 Isagen Colombie Préparation Mars 2014

3 SAE Brésil Mise en œuvre Avr. 2014

4 HEP Croatie Phase préliminaire Juin 2014

5 Isagen Colombie Opération Juin 2014

6 Kabeli Energy Népal Préparation Sept. 2014

7 E.ON Suède Préparation Nov. 2014

8 EPM Colombie Préparation Nov. 2014

9 Ministère de l’Énergie Ghana Phase préliminaire Avr. 2015

10 China Three Gorges Laos Opération Avr. 2015

11 Odebrecht Pérou Mise en œuvre Juin 2015

Organisme hôte Lieu Date

1 Program Sava Zagreb, Croatie Févr. 2014

2 HIEP Zagreb, Croatie Mai 2014

3 Kabeli-A Katmandou, Népal Juin 2014

4 FMF Lusaka, Zambie Juin 2014

5 China Three Gorges Pékin, Chine Août 2014

6 Jindal Power Delhi, Inde Août 2014

7 Sarawak Energy Kuching, Malaisie Déc. 2014

8 Ministère de l’Énergie Accra, Ghana Janv. 2015

9 TIWAG Innsbruck, Autriche Janv. 2015

10 ZAMDU-FMF Zambie Avr. 2015

11 Congrès Mondial de l’hydroélectricité

Pékin, Chine Mai 2015

12 Banque mondiale Washington DC Juin 2015

évaluations Formation

2,5,8

12

311

89

4,10

7

4

6

10 1

91,2

5,11

6

7


APERÇUS RÉGIONAUX

Amérique du Nord et 28 Amérique centrale

Canada 32

Mexique 33

Amérique du Sud 34

Brésil 38

Pérou 39

Afrique 40

RD du Congo 45

Ghana 46

Zambie 47

Europe 48

Albanie 54

Portugal 55

Asie méridionale 56 et centrale

Inde 60

Tadjikistan 62

Turquie 63

Asie orientale et 64 Pacifique

Chine 68

Myanmar 69

International Hydropower Association | 2015 Hydropower Status Report International Hydropower Association | 2015 Hydropower Status Report

International Hydropower Association | 2015 Hydropower Status Report 23

223

16

9

20 15

7

217

12

OÙ A-T-ON CRÉÉ DE NOUVELLES CAPACITÉS HYDROÉLECTRIQUE EN 2014?

Classement Pays Capacité ajoutée

1 Chine 21 250 MW + 600 MW pompage-turbinage

2 Brésil 3 312 MW

3 Canada 1 995 MW

4 Turquie 1 352 MW

5 Russie 1 058 MW + 160 MW pompage-turbinage

6 Inde 1 195 MW


7 Colombie 875 MW

8 Malaisie 836 MW

9 Mexique 760 MW

10 Japon 34 MW + 690 MW pompage-turbinage

11 Cambodge 707 MW

12 Chili 316 MW


13 Laos 308 MW

14 Vietnam 281 MW

15 Venezuela 257 MW

16 États-Unis 212 MW

17 Pérou 199 MW

18 Pakistan 178 MW

CAPACITÉ NOUVELLEMENT INSTALLÉE PAR PAYS

clé

Classement du pays

Capacité nouvellement installée


10

27

1

5

21

13

1114

8

6

18

30

25419

32

2923

22


19 Grèce 160 MW

20 Panama 154 MW

21 Kirghizistan 120 MW

22 Islande 95 MW

23 Portugal 81 MW

24 Malawi 64 MW


25 Azerbaïdjan 53 MW

26 Rwanda 34 MW

27 Papouasie-Nouvelle-Guinée

18 MW

28 Zambie 14 MW

29 Espagne 11 MW pompage-turbinage

30 Iran 10 MW


31 Cameroun 5 MW

32 Royaume-Uni

4 MW

26

31

2428


clé

Potentiel technique

*Le pompage-turbinage est indiqué entre parenthèses.

Capacité installée (2014)

Électricité produite (2014)

690 TWh

633 TWh

680 TWh

176 GW(+23)

148 GW(+1)

166 GW(+51)

PRODUCTION, CAPACITÉ INSTALLÉE ET POTENTIEL TECHNIQUE DE L’HYDROÉLECTRICITÉ DANS LE MONDE, PAR RÉGION*


633 TWh

455 TWh

1330 TWh

27 GW (+2)

112 TWh

156 GW(+6)

363 GW(+59)


La carte montre les pays de la région ayant une capacité totale installée supérieure à 200 MW, à l’exclusion du pompage-turbinage.

1

2

AMÉRIQUE DU NORD ET AMÉRIQUE CENTRALECARTE DE LA RÉGION

3

8

5

4

79

6


AMÉRIQUE DU NORD ET AMÉRIQUE CENTRALECAPACITÉ PAR PAYS

* Exclut le pompage-turbinage

1ÉTATS-UNIS 79 270

2CANADA 77 558

3MEXIQUE 12 410

4COSTA RICA 1 750

5PANAMA 1 622

6GUATEMALA 991

SIX PREMIERS PAYS QUANT À LACAPACITÉ HYDROÉLECTRIQUE INSTALLÉE (MW)* AUTRES : 2 002 | TOTAL : 175 388

Classement Pays Capacité hydroélectrique installée (MW)*

1 États-Unis 79 270

2 Canada 77 558

3 Mexique 12 410

4 Costa Rica 1 750

5 Panama 1 622

6 Guatemala 991

7 Honduras 558

8 République dominicaine 543

9 El Salvador 472

10 Nicaragua 106

11 Porto Rico 100

12 Cuba 64

13 Haïti 61

14 Belize 53

15 Jamaïque 23

16 Guadeloupe 10

17 Saint-Vincent-et-les-Grenadines

7

18 Dominique 6


Même si l’hydroélectricité est déjà un secteur très développé au Canada et aux États-Unis, ces deux pays continuent de croître et d’innover. Pendant ce temps, une infrastructure électrique améliorée en Amérique centrale favorise le développement durable de l’hydroélectricité dans toute cette région.

Les États-Unis et le Canada sont des chefs de file mondiaux en hydroélectricité. Tous deux ont de très grandes capacités hydroélectriques installées, soit 79,6 GW et 77,6 GW respectivement (à l’exclusion du pompage-turbinage). Au Canada, l’hydroélectricité produit environ 63 % de l’électricité totale, alors qu’aux États-Unis, ce chiffre n’est que de 6 %, en raison de la population beaucoup plus importante et de la plus grande demande d’électricité.

Pour l’avenir, la stratégie du Canada comprend d’autres grands projets de développement, des projets de 4 000 MW entrant actuellement en phase construction. Aux États-Unis, par contre, le développement prendra désormais principalement la forme d’ajouts unitaires et d’améliorations aux installations existantes, y compris la construction de nouvelles centrales sur des barrages et autresinfrastructures hydrauliques construits à l’origine à d’autres fins.

De fait, la plus grande partie de la nouvelle capacité américaine en 2014 provenait de petits projets et d’améliorations sur des sites existants. Parmi les ajouts notables, citons l’ajout de 122 MW au barrage Wanapum (1 040 MW) de l’État de Washington, dans le cadre d’un projet de rénovation en cours; l’ajout de 25,2 MW à Lake Livingston, au Texas, à un barrage auparavant sans production électrique; ainsi que l’ajout en cours par American Municipal Power de 313 MW de nouvelle capacité hydro-électrique en quatre sites sur la rivière Ohio.

L’ajout d’une capacité hydroélectrique à des barrages sans production électrique a récemment fait l’objet de mesures incitatives par le gouvernement fédéral. Au début de 2014, le président Obama a ratifié deux lois visant à simplifier le processus d’approbation de petites installations hydroélectriques pour les infrastructures hydrauliques existantes. L’Hydropower Regulatory Efficiency Act augmente la capacité des centrales hydroélectriques admissibles à une exemption de permis de 5 à 10 MW dans les endroits dotés d’infrastructures hydrauliques existantes ou dans les endroits présentant un potentiel hydroélectrique naturel, par exemple les chutes.

Actuellement, 331 projets sont inscrits auprès de la Commission Fédérale de Regulation de l’Énergie (FERC) des États-Unis, qui totalisent 4 370 MW de capacité installée. De ce total, 407 MW en sont actuellement à l’étape de la construction alors que 315 MW supplémentaires ont reçu l’autorisation de la FERC. Deux projets de pompage-turbinage ont également été autorisés en 2014, ce qui marque la fin d’un hiatus de deux décennies pources approbations.

Malgré une croissance ralentie, l’hydroélectricité demeure de loin la plus importante source d’énergie renouvelable aux États-Unis; elle représente près de la moitié de l’électricité de source renouvelable en 2014. Les États-Unis continuent en outre d’importer de l’hydroélectricité canadienne. Les importations nettes totalisaient 62,5 millions de MWh en 2013, ce qui représente 1,5 % de la consommation totale d’électricité aux États-Unis cette année-là.

L’intégration de l’infrastructure et des marchés de l’électricité s’améliore également dans toute l’Amérique centrale. Le Système d’interconnexion électrique des pays de l’Amérique centrale (SIEPAC), une ligne de transmission de 1 800 km qui s’étend du Guatemala au Panama, a vu en 2014 l’achèvement de son dernier segment reliant le Costa Rica et le Panama. Ce réseau renforce la sécurité énergétique régionale en améliorant considérablement la capacité de transfert d’énergie et en ouvrant le marché régional à l’achat et à la vente d’électricité, peu importe l’endroit géographique. Les pays du SIEPAC peuvent donc répondre à leur demande énergétique nationale au moyen d’importations d’électricité plutôt que de devoir se tourner vers une production thermique coûteuse. Au fil du temps, on s’attend à ce que le SIEPAC établisse une interconnexion entreles grands centres de demande de la Colombie et du Mexique.

AMÉRIQUE DU NORD ET AMÉRIQUE CENTRALEAPERÇU


Cette ligne de transmission est actuellement sous-utilisée, mais favorise néanmoins un certain nombre de nouveaux projets d’hydroélectricité partout en Amérique centrale. Sa mise en service coïncide avec celle de la centrale Reventazón de 305,5 MW au Costa Rica. Ce projet de cinq ans – deuxième projet d’infrastructure en importance dans la région derrière le canal de Panama – devrait commencer à alimenter le réseau électrique au début de 2016, avant le début de la saison sèche du Costa Rica.

Pendant ce temps, le Panama a ajouté 154 MW de capacité installée en 2014, notamment la mise en service des centrales El Alto (72 MW), Monte Lirio (51,65 MW) et San Andres (12,8 MW). Tous ces projets profiteront du nouveau réseau de transport SIEPAC, principal moyen par lequel l’électricité qu’ils produisent peut être mise sur le marché.

Un nouveau record a en outre été établi dans la région au début de 2015 lorsque le Costa Rica n’a utilisé que de l’énergie renouvelable pour alimenter le pays pendant 75 jours. L’hydroélectricité, qui compte habituellement pour quelque 80 % du bouquet électrique du pays, a été un facteur crucial de cette réussite. Le reste était composé d’énergie géothermique et d’un peu d’énergie éolienne. De fortes pluies ont engendré des niveaux records de production dans les quatre principales centrales hydroélectriquesdu Costa Rica au début de 2015, ce qui a permis au pays de réaliser cet exploit.

AMÉRIQUE DU NORD ET AMÉRIQUE CENTRALE : APERÇU(SUITE)

POLITIQUES

OBJECTIFS POUR L’HYDROÉLECTRICITÉ

CanadaLe Programme de recherche et de développement énergétiques (PRDE) appuie la recherche et le développement en hydroélectricité. Le programme de tarifs de rachat garantis de l’Ontario comprend des contrats de 40 ans pour les centrales hydroélectriques, de même que des incitatifs particuliers pour les projets à participation autochtone et communautaire.

MexiqueLe contrat de connexion au réseau pour la production de source renouvelable appuie les petites installations hydroélectriques en obligeant les services publics à prioriser les sources renouvelables et à consentir des rabaisde 50 à 70 % pour les coûts de transport.

États-UnisLe Wind and Water Power Program finance la recherche et le développement sur les matériaux et les procédésde fabrication afin d’améliorer le rendement et de réduire les coûts de l’hydroélectricité conventionnelle. Il appuie également le développement des technologies marines et hydrocinétiques.

Pays Objectif

Canada 1,5 GW d’ici 2025 en Ontario

États-Unis Les Renewable Portfolio Standards (RPS) sont des politiques d’État qui imposent un pourcentage minimal d’électricité renouvelable dans la production d’électricité. Actuellement, 38 États ont des politiques de RPS, qui incluent toutes l’hydroélectricité comme technologie admissible.


AMÉRIQUE DU NORD ET AMÉRIQUE CENTRALECANADALe Canada est le troisième producteur d’hydroélectricité en importance du monde, malgré une population beaucoup plus petite que d’autres géants de l’hydroélectricité comme la Chine et le Brésil. Avec une capacité installée de 77,6 GW, l’hydroélectricité compte actuellement pour 63 % du bouquet énergétique du pays.

Le potentiel technique existepour ajouter encore 160 GW, sans même tenir compte du pompage-turbinage, des modernisations ou de l’ajout de nouvelles centrales à des barrages existants. Les projets qui entrent actuellement en phase de construction apporteront une contribution de 4 000 MW à la capacité installée, alors que des projets totalisant 7 000 MW supplémentaires en sont à une étape de planification préliminaire.

Le potentiel de développement hydro-électrique est réparti assez également dans l’ensemble du pays, mais la capacité de production actuelle est concentrée dans certaines provinces. Avec une capacité de 38 400 MW, le Québec est le plus grand producteur d’hydroélectricité du pays. Les autres grands producteurs sont la Colombie-Britannique (13 800 MW), l’Ontario (8 500 MW), Terre-Neuve-et-Labrador (6 800 MW) et le Manitoba (5 000 MW). L’hydroélectricité représente plus de 90 % du bouquet énergétique dans chacune de ces provinces à l’exception de l’Ontario, qui compte d’importantes centrales nucléaires.

Les États américains, en particulier ceux qui se trouvent près de la frontière, choisissent de plus en plus d’importer de l’hydroélectricité canadienne pour atteindre leur objectif d’un bouquet énergétique plus propre. Les exportations nettes vers les États-Unis totalisent actuellement quelque 60 millions de MWh par an. Néanmoins, l’hydroélectricité canadienne représente moins de 1 % de la consommation d’électricité globaledes États-Unis, ce qui laisse croire qu’il existe une capacité de croissance considérable portée par la demande croissante d’énergie propre aux États-Unis.

En 2014, le Canada a inauguré 1 955 MW de nouvelle capacité hydroélectrique. Les ajouts majeurs comprennent la mise en service de la centrale de la Romaine-2 (640 MW) au Québec; l’achèvement la centrale de laRomaine-1 (270 MW) est prévu pour le début de 2016.

La centrale de Mica Creek en Colombie-Britannique a également installé son cinquième groupe de productionl’an dernier, soit un ajout de 520 MW. Ce projet a profité d’une étroite collaboration avec la Première nation Secwepemc. En maintenant son objectif d’emploi des Premières nations à 65 %, le projet du camp de construction Mica a apporté une contribution de plus de 2 millions de dollars canadiens à l’économie locale.

Plus récemment, le projet de la partie inférieure de la rivière Mattagami (438 MW) a été achevé au début de 2015. Ce complexe de quatre centrales – le plus gros projet hydroélectrique dans le Nord de l’Ontario depuis 50 ans – est le résultat d’un partenariat entre Ontario Power Generation et la Première nation Moose Cree.

En fait, beaucoup de projets au Canada sont maintenant profondément ancrés dans la collaboration entre les promoteurs et les communautés des Premières nations; le secteur de l’hydroélectricité canadien est devenu un chef de file mondial dans les relations avec les autochtones. Le projet de la centrale Keeyask (695 MW) au Manitoba, le premier au Canada à appliquer le Protocole d’évaluation du developpement durable de l’hydroélectricité, a été mené en partenariat avec quatre nations cries.

Ces communautés ont activement participé à la conception et à la gouvernance du projet, en particulier pour des efforts de conservation cruciaux quidépendaient des connaissances locales et traditionnelles pour protéger des espèces aquatiques comme l’esturgeon.

POPULATION35 160 000

SUPERFICIE9 093 500 km2

PIB1 827 G$ US

CAPACITÉ HYDRO- ÉLECTRIQUE INSTALLÉE77 558 MW CONVENTIONNELLE

177 MW POMPAGE-TURBINAGE


AMÉRIQUE DU NORD ET AMÉRIQUE CENTRALEMEXIQUELe Mexique possède actuellement une capacité hydroélectrique installée de 12 410 MW, qui représente environ 20 % de son potentiel hydroélectrique (53 000 MW). En 2014, l’hydroélectricité comptait pour 14 % de la production totale d’électricité au Mexique. Le pays a d’ambitieux objectifs pour les nouveaux projets d’énergies renouvelables et a récemment réformé son marché énergétique afin d’encourager une plus grande participation du secteur privé.

Malgré la grande richesse du Mexique en ressources naturelles, les quantités d’eau sont inégalement réparties dans le pays. Le Nord et le Centre du Mexique représentent près de la moitié de la superficie et près de 60 % de la population, mais seulement 10 % des ressources nationales en eau.

Ainsi, les ressources hydroélectriques sont concentrées dans l’Ouest et le Sud-Ouest du pays, dans des bassins hydrographiques qui se jettent dans le Pacifique. Le bassin du Rio Grijalva, dans le Sud-Ouest, accueille trois des cinq plus grands projets hydroélectriques du pays : Chicoasen (2 400 MW), Malpaso (1 080 MW) et Angostura (900 MW). Plus au Nord, le Rio Grande de Santiago alimente trois autres grands barrages : Aguamilpa (960 MW), El Cajón (750 MW) et La Yesca (750 MW), ce dernier ayant été mis en service en 2014.

Le Mexique est le neuvième producteur de pétrole en importance au monde et accueille le seizièmemarché de l’électricité en importance quant à la capacité de production installée. La Comisión Federal de Electricidad (CFE), organisme public, a profité d’un monopole de 80 ans sur le réseau électrique national; elle possède et exploite encore près de 90 % des centrales hydroélectriques du pays.

De récentes réformes énergétiques, ratifiées à la fin de 2014, visent à ouvrir le marché de l’électricité auparavant restreint, en rendant plus facile pour des compagnies privées de construire et d’exploiter des centrales. Même si beaucoup de gens voient dans ces réformes une tentative d’enrayer le déclin de la production pétrolière et d’exploiter les gisements d’hydrocarbures de schiste du pays, la législation oblige également la CFE à prioriser l’achat « d’énergies propres… [qui] réduisent les émissions polluantes ».

La réforme a également levé les restrictions sur la propriété privée des centrales hydroélectriques de plus de 30 MW, ce qui a considérablement amélioré la faisabilité des projets futurs de développement hydroélectrique. D’autres nouvelles politiques faisant la promotion des technologies énergétiques à faible intensité carbonique comprennent la Loi générale sur les changements climatiques, qui établit des objectifs de production d’électricité à partir de sources renouvelables de 35 % d’ici 2024 et de 50 % d’ici 2050. Cette loi a également instauré un système de certification énergétique semblable au système mis en œuvre avec succès en Californie.

Le Secrétariat de l’énergie du Mexique prévoit une augmentation de la capacité de production d’électricitéd’environ 20 GW d’ici 2025, dont environ 5 GW proviendront de l’hydroélectricité. La plupart des nouveaux développements se produiront dans les États méridionaux du Chiapas, de Veracruz, de l’Oaxaca et du Guerrero. Les projets indiqués par la CFE et qui sont en cours de développement incluent La Parota (900 MW), Ixtayutla (530 MW) et Paso de la Reina (540 MW).


SUPERFICIE238 533 km²

CAPACITÉ HYDRO-ÉLECTRIQUE INSTALLÉE12 410 MW

PIB1 295 G$ US


AMÉRIQUE DU SUDCARTE DE LA RÉGION

1

10

5

94

6

7

8

3

2 13 1211

Association Internationale de l’Hydroélectricité | 2015 Hydropower Status Report Association Internationale de l’Hydroélectricité | 2015 Hydropower Status Report

1BRÉSIL 89 306

2VENEZUELA 15 136

3COLOMBIE 10 793

4ARGENTINE 9 079

5PARAGUAY 8 810

6CHILI 6 358

SIX PREMIERS PAYS QUANT À LA CAPACITÉ HYDROÉLECTRIQUE INSTALLÉE (MW)* AUTRES : 8 378 | TOTAL : 147 860


1 Brésil 89 306

2 Venezuela 15 136

3 Colombie 10 793

4 Argentine 9 079

5 Paraguay 8 810

6 Chili 6 358

7 Pérou 3 820

8 Équateur 2 237

9 Uruguay 1 538

10 Bolivie 494

11 Suriname 189

12 Guyane française 119

13 Guyana 1

AMÉRIQUE DU SUDCAPACITÉ PAR PAYS

« Au total, on dénombre plus de 800 projets approuvés sur le continent, d’une valeur estimée à plus de 200 milliards de dollars américains. »


Association Internationale de l’Hydroélectricité | 2015 Hydropower Status Report 35

Dans l’ensemble, la région de l’Amérique du Sud a gagné près de 5 GW de nouvelle capacité hydroélectrique en 2014. Même si la majeure partie de ce gain était concentrée au Brésil, on peut signaler également des ajouts au Chili, en Colombie, au Pérou et au Vénézuela.

Chaque pays d’Amérique du Sud, à l’exception du Suriname, a approuvé de futurs projets hydroélectriques. Au total, on dénombre plus de 800 projets approuvés sur le continent, d’une valeur estimée à 200 G$ US. On estime le potentiel hydroélectrique de la région dans son ensemble à quelque 580 GW, dont environ le quart est exploité jusqu’à maintenant.

L’hydroélectricité compte actuellement pour environ la moitié de la capacité de production d’électricité installée dans la région. Cette proportion élevée d’après les normes mondiales découle principalement d’une économie historique favorable, d’une planification énergétique avancée et d’une législation favorable au développement de nouveaux projets.

La Colombie a achevé son projet Sogamoso de 820 MW après six années de travaux de construction. Les trois turbines sont entrées en fonction en 2014. Ce projet est maintenant la quatrième centrale hydroélectrique du pays en importance, laquelle fournira environ 8,3 % de l’approvisionnement national en électricité. La Colombie a également mis en service la centrale Cucuana de 55 MW dans le département de Tolima. Certifiée dans le cadre du Mécanisme de développement propre de l’ONU, cette centrale fournira à la région une électricité dont elle a grand besoin tout en régulant les ressources locales en eau. La centrale est en fait devenue le centre de coordination pour l’approche de la gestion de l’eau et de l’environnement à l’échelle du bassin hydrographique dans la région.

Le Chili a raccordé le projet Angostura de 316 MW au réseau en 2014. Principale nouvelle centrale du pays à entrer en service ces dix dernières années, Angostura répondra à quelque 3 % de la demande totale d’électricité du pays. On s’attend à ce qu’Angostura devienne l’un des éléments essentiels de son réseau d’interconnexion intranational, réseau de transport nord-sud de 2 000 km desservant plus de 90 % de la population. Le Chili prévoit mettre en service douze autres centrales hydroélectriques dans les cinq prochaines années, avec une capacité totale installée d’environ 1 GW.

En janvier 2014, le ministère de l’Électricité et des Énergies renouvelables de l’Équateur a annoncé son Plan stratégique institutionnel pour 2014 à 2017. Le plan comprend l’objectif ambitieux de produire 90 % de l’électricité du pays à partir de sources renouvelables d’ici 2017, tout en ajoutant 2 GW supplémentaires d’hydroélectricité pour atteindre une capacité installée totale de 4,2 GW en 2022. Même si aucune nouvelle centrale hydroélectrique n’a été inaugurée en 2014, on s’attend à en mettre huit en service en 2015.

Le barrage Munduruku de 65 MW –la première de ces centrales à être achevée – a été branché au réseau en janvier 2015. Un autre projet presque achevé est le complexe Toachi Pilaton (254 MW), constitué de trois centrales électriques : Alluriquin (204 MW), Sarapullo (48,9 MW) et la centrale au pied du barrage Toachi (1,4 MW). Ces centrales, et d’autres centrales futures, représentent un pas important vers le renforcement de la sécurité énergétique de l’Équateur tout en réduisant la dépendance à l’égard des combustibles fossiles. Beaucoup de projets en Équateur sont financés et construits par des compagnies chinoises.

La Chine est maintenant un investisseur majeur en Équateur, et le financement de centrales hydroélectriques est devenu un symbole de la collaboration entre les deux pays. Les deux plus grandes centrales en construction, Coca Codo Sinclair (1 500 MW) et Sopladora (487 MW), ont toutes deux obtenu du financement de la banque Exim de Chine.

L’hydroélectricité fournit déjà la majeure partie de l’électricité du Venezuela, dont la majorité des centrales hydroélectriques sont situées sur le fleuve Caroní dans l’Est du pays. La société électrique d’État Corpoelec a mis en service la centrale Fabricio Ojeda de 514 MW à la fin de 2014. Cette centrale aidera à stabiliser l’approvisionnement électrique dans la région, qui a récemment connu des pannes en raison des sécheresses et du vieillissement de l’infrastructure de transport d’électricité. Avec l’aide de Dongfang Electric Corporation, le Venezuela a également entrepris de rénover sa centrale Guri (10 235 MW) afin de lui ajouter 795 MW supplémentaires.

Les interconnexions transfrontalières, qu’elles prennent la forme d’un pool énergétique ou d’un accord bilatéral, sont d’importants moteurs de la mise en valeur de l’hydroélectricité. La réussite des grands projets dépend souvent de ces réseaux d’infrastructure. L’Initiative d’intégration de l’infrastructure régionale de l’Amérique du Sud (IIRSA) vise à construire un réseau interconnecté de transports, de télécommunications et de liaisons électriques sur tout le continent. L’initiative, lancée en 2000, comprend les douze pays sud-américains qui constituent les membres de l’Union des nations sud-américaines. Quelques-uns des projets de cette initiative sont maintenant presque achevés et ont commencé à produire de l’électricité. Il s’agit entre autres de centrales hydroélectriques dans le bassin de l’Amazone comme les centrales Santo Antônio (3 568 MW) et Jirau (3 750 MW), toutes deux au Brésil.

AMÉRIQUE DU SUDAPERÇU


L’IIRSA appuie les projets de barrage binationaux comme le projet La Yacyretá (3 200 MW) entre l’Argentine et le Paraguay, achevé en 2011. Parmi les projets binationaux futurs, notons le complexe Garabi Panambi (2 200 MW) à la frontière entre l’Argentine et le Brésil et le projet Corpus Christi (2 880 MW), qui sera partagé par l’Argentine et le Paraguay. Ces deux centrales en sont à l’étape préparatoire et attendent les approbations nécessaires.

AMÉRIQUE DU SUD : APERÇU(SUITE)

POLITIQUES

ChiliActuellement, les producteurs ayant une capacité supérieure à 200 MW devront produire 20 % de leur électricité à partir de sources renouvelables d’ici 2025. Le programme Invest Chile finance les petits projets hydroélectriques et subventionne actuellement les études de préinvestissement sur les énergies renouvelables.

ÉquateurTarifs de rachat garantis pour 2013 à 2016 pour l’hydro-électricité : 7,81 $US/kWh pour une capacité inférieure à 10 MW, 6,86 $US/kWh entre 10 et 30 MW et 6,51 $US/kWh entre 30 et 50 MW; tous les contrats sont octroyés pour une période de 15 ans.


Pays Objectif

Argentine 60 MW de petite hydroélectricité d’ici 2016

Brésil 7,8 GW de petite hydroélectricité d’ici 2021

Équateur 2 500 MW d’hydroélectricité représentant 93 % de la production totale d’ici 2017


AMÉRIQUE DU SUDBRÉSIL

Le Brésil est l’un des plus grands producteurs d’hydroélectricité du monde et ne s’incline que devant la Chine en termes de capacité totale installée. En 2014, le Brésil a mis en service 3,3 GW de nouvelle capacité, et le plan décennal actuel du pays en matière d’expansion énergétique prévoit que la capacité hydroélectrique installée atteindra 117 GW en 2023. L’hydroélectricité représente habituellement entre 70 et 80 % de la production d’électricité du pays au cours d’une année donnée; toutefois, cette part a récemment diminué en raison des sécheresses qui ont touché plusieurs régions.

Le vaste potentiel hydroélectrique du Brésil est concentré dans le bassin du fleuve Amazone au Nord, alors que la demande d’électricité est la plus élevée dans les agglomérations de la côte sud-est. Compte tenu des énormes distances entre ces régions, cette disparité a posé d’importants défis pour l’infrastructure de transport et de distribution de l’électricité.

Des progrès notables ont été accomplis dans ces domaines au cours de la dernière année. Le réseau de transport de Rio Madeira, qui comprend les plus longues lignes électriques du monde, totalisant 2 375 km, a finalement été achevé en août 2014. Des lignes haute tension à courant continu de 6 300 MW à 600 kV transportent l’électricité des installations de Santo Antônio (3 568 MW) et de Jirau (3 750 MW) dans le bassin de l’Amazone jusqu’aux centres de consommation dans le Sud-Est du pays. Ces deux centrales ont déployé de nouvelles turbines en 2014, soit en tout une capacité supplémentaire de 589 MW.

Au milieu de 2014, un contrat a été octroyé à un consortium de promoteurs, dont le réseau d’État Eletronorte et l’entreprise Furnas, pour la construction des lignes de transport de 2 092 km qui connecteront de la même manière le projet Belo Monte (11 233 MW) aux régions urbaines du Sud-Est. La centrale Belo Monte, d’une valeur de 26 milliards $US, devrait être achevée d’ici 2019.

Alors que le Brésil continue de subir une période exceptionnellement sèche dans la région du Sud-Est, la faible hydrologie a entraîné le retrait temporaire de plusieurs installations hydroélectriques au début de 2015. Depuis la dernière sécheresse en 2001, le gouvernement brésilien a choisi de déployer un nombre croissant de centrales au gaz pour améliorer la résilience du réseau aux changements climatiques. Les combustibles fossiles représentent maintenant environ le cinquième du bouquet énergétique du Brésil, une augmentation par rapport aux 6 % de 2001.

D’autres solutions et projets innovateurs sont en gestation. Par exemple, l’installation de panneaux solaires flottants à la surface des réservoirs hydroélectriques est actuellement envisagée, et des projets pilotes sont en préparation dans deux barrages appartenant à l’État : Sobradinho (1 050 MW) et Balbina (250 MW). Ces projets démontrent une nouvelle synergie entre l’hydroélectricité et l’énergie solaire : les panneaux flottants réduisent la perte d’eau, tandis que l’eau du réservoir accroît le rendement photovoltaïque en refroidissant les panneaux solaires.



PIB2 244 G$ US

CAPACITÉ HYDRO- ÉLECTRIQUE INSTALLÉE89 306 MW


AMÉRIQUE DU SUDPÉROU

Le Pérou est le troisième pays d’Amérique du Sud en superficie, derrière le Brésil et l’Argentine. Son territoire varié comprend une côte aride, de hautes montagnes andines et une forêt tropicale humide dans le bassin de l’Amazone.

Beaucoup des plus importants tributaires du fleuve Amazone trouvent leur origine dans les Andes péruviennes, comme l’impétueux Marañón – identifié comme une « artère énergétique » majeure par le gouvernement, avec plus de 20 projets actuellement à l’étape de la planification. Le potentiel hydroélectrique total du Pérou est estimé à quelque 70 GW, dont seulement 3,8 GW ont été exploités jusqu’à maintenant.

Des progrès considérables ont été accomplis en 2014 dans les projets de développement prévus pour le Marañón. Le gouvernement a accordé les concessions finales et définitives pour les projets Veracruz (730 MW) et Chadin 2 (600 MW) à leurs promoteurs respectifs, Enersis et AC Energia, filiale d’Odebrecht. Parmi les autres développements récents, notons l’achèvement du projet Huanza, qui a mis en service 92 MW de capacité installée en septembre 2014. L’exploitation de la centrale Chaglla (406 MW) de 1,2 milliard $US, en cours d’examen dans le cadre du Protocole d’évaluation du développement durable de l’hydroélectricité, doit commencer en 2016.

Même si la croissance économique au Pérou était en moyenne de plus de 6 % par année au cours de la dernière décennie, l’extrême pauvreté et le manque d’accès aux services modernes d’eau et d’énergie continuent de poser de grandes difficultés, en particulier dans les régions éloignées.

Des projets hydroélectriques durables contribuent néanmoins à un développement social et économique plus large en apportant des emplois, des investissements et des infrastructures améliorées dans les régions rurales. Par exemple, on s’attend à ce que deux nouvelles centrales hydroélectriques (totalisant 27 MW) actuellement en construction dans la vallée de Monzόn apportent des avantages et de nouveaux débouchés à l’économie locale à la suite d’un programme gouvernemental récent d’éradication du coca.

Selon l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), la demande d’électricité devrait croître au rythme moyen de 8,8 % par an jusqu’en 2017, exigeant des investissements de plus de 5 milliards $US en installations de production et en infrastructures électriques d’ici 2016. Ces investissements apporteront 4 300 MW supplémentaires au bouquet énergétique du pays, y compris 1 400 MW de capacité hydroélectrique installée.

L’an dernier, le Pérou a finalisé son Plan énergétique national pour 2014 à 2025, qui stipule que le bouquet d’électricité doit comprendre 60 % d’électricité de source renouvelable d’ici 2025 (54 % d’hydroélectricité et 6 % d’autres énergies renouvelables). Des projets hydroélectriques à petite et à grande échelle feront partie de la stratégie du pays pour respecter cet engagement. Depuis 2010, le gouvernement a signé des accords d’achat d’énergie avec pas moins de 44 petites centrales hydroélectriques (moins de 20 MW chacune), pour un total de 391 MW de capacité installée. Afin de garantir la part des énergies renouvelables dans le bouquet énergétique futur, le gouvernement a annoncé qu’il fera la promotion d’enchères pour l’achat de 1 200 MW de puissance garantie auprès des nouvelles centrales hydroélectriques.

Le Pérou est en outre devenu un chef de file régional dans les ventes aux enchères d’énergie renouvelable, en faisant la promotion des projets de biomasse, éoliens et solaires et des petits projets hydroélectriques. Les deux premières ventes aux enchères, organisées en 2009 et 2011, ont permis d’octroyer 281 MW en petits contrats d’hydroélectricité à des promoteurs. Les résultats de la troisième vente aux enchères, annoncés en décembre 2013, comprennent l’octroi de 16 projets hydroélectriques qui apporteront une contribution de 1 278 GWh par an une fois les projets achevés.


SUPERFICIE1 280 000 km²

PIB202 G$ US

CAPACITÉ HYDRO-ÉLECTRIQUE INSTALLÉE3 820 MW


AFRIQUECARTE DE LA RÉGION

920

1

3

5

1014

17

221

13

6816

18

4

7

1219

11

15



1ÉGYPTE 2 800

2RD DU CONGO 2 472

3SOUDAN 2 250

4MOZAMBIQUE 2 187

5ÉTHIOPIE 2 178

6NIGERIA 2 04

SIX PREMIERS PAYS QUANT À LA CAPACITÉ HYDROÉLECTRIQUE INSTALLÉE (MW)* AUTRES : 13 102 | TOTAL : 27 029

Classement Pays Capacité hydro- électrique installée

(MW)*

1 Égypte 2 800

2 RD du Congo 2 472

3 Soudan 2 250

4 Mozambique 2 187

5 Éthiopie 2 178

6 Nigeria 2 040

7 Zambie 1 895

8 Ghana 1 602

9 Maroc 1 306

10 Kenya 812

11 Angola 760

12 Zimbabwe 750

13 Cameroun 736

14 Ouganda 706

15 Afrique du Sud 661

16 Côte d’Ivoire 604

17 Tanzanie 562

18 Malawi 364

19 Namibie 341

20 Algérie 228

21 République du Congo 209

22 Gabon 170

23 Madagascar 164

24 Mali 157

25 Guinée 128

26 Guinée équatoriale 127

27 Réunion 121

28 Rwanda 99

29 Mauritanie 97

30 Lesotho 80

AFRIQUECLASSEMENT DES PAYS

Classement Pays Capacité hydro-électrique installée

(MW)*

31 Tunisie 66

32 Togo 65

33= Maurice 60

33= Swaziland 60

35= Burundi 54

35= Sierra Leone 54

37 Burkina Faso 32

38 République centrafricaine 25

39 Sao Tomé-et-Principe 4

40= Bénin 1

40= Comores 1



Même si 14 % de la population du monde habite l’Afrique, la consommation d’énergie du continent ne représente que 4 % du total mondial. La région est riche en ressources énergétiques, y compris quelque 10 % du potentiel hydroélectrique de la planète, mais l’accès à l’électricité demeure limité et inégalement réparti : seulement 290 millions de personnes sur 915 millions ont actuellement accès à l’électricité en Afrique sub-saharienne. Même les personnes branchées aux réseaux nationaux doivent souvent composer avec une alimentation électrique incertaine et doivent donc compter sur de coûteuses génératrices au diesel comme alimentation de secours.

Garantir la disponibilité d’une électricité fiable et abordable est essentiel pour le développement continu et soutenu d’une région qui a récemment connu une croissance économique rapide. Même si bien des gouvernements s’attaquent aux obstacles qui ont découragé les investissements dans la production-énergétique nationale, le manque d’infrastructures électriques essentielles continue de représenter un obstacle important au développement social et économique.

En outre, l’instabilité politique, le manque de financement, la petite taille du marché et la faiblesse des interconnexions de transport internationales et intranationales ont retardé la mise en valeur des ressources hydroélectriques. En conséquence, moins de 10 % du considérable potentiel hydroélectrique de l’Afrique ont été exploités jusqu’à maintenant. La capacité installée totale du continent n’est que de 27 GW, dont 70 % sont concentrés dans neuf pays seulement : la RD du Congo, l’Égypte, le Mozambique, le Maroc, l’Éthiopie, le Nigeria, le Ghana, le Soudan et la Zambie.

Afin de répondre à la demande d’énergie du continent, qui croît rapidement, les gouvernements africains ont collectivement reconnu le besoin de prendre la planification et l’intégration régionales plus au sérieux. Un exemple de la pression accrue exercée dans cette direction est le Programme de développement des infrastructures en Afrique (PIDA). Dirigé par l’Union africaine et la Banque africaine de développement, ce programme comprend des projets régionaux visant à stimuler le commerce de l’électricité au sein des pools énergétiques et entre eux. L’objectif ultime est de créer un réseau électrique panafricain en intégrant les pools énergétiques existants dans l’Est, l’Ouest, le Sud et le Centre de l’Afrique.

On compte parmi les grands projets de développement le barrage Gilgel Gibe III (1 870 MW) en Éthiopie. La construction de ce barrage complexe a été achevée au milieu de 2015. Les deux premières de ses dix turbines de 187 MW sont entrées en service en 2015 et les huit autres suivront en 2016. Cette centrale exportera de l’électricité vers les pays voisins : le Kenya, le Soudan et Djibouti. Entre-temps, la construction d’une interconnexion de 1 000 km entre l’Éthiopie et le Kenya a commencé. Ce projet est centré sur le barrage Grand Renaissance de 6 000 MW, situé du côté éthiopien de la frontière avec le Soudan.

Parmi les autres grands projets en cours de réalisation, notons le complexe Inga III (4 800 MW) en République démocratique du Congo, qui exportera une grande partie de sa production vers l’Afrique du Sud, le projet zambien et zimbabwéen de Batoka Gorge (2 400 MW), de même que les projets d’expansion de Mphanda Nkuwa (1 500 MW) et du versant nord de Cahora Bassa (1 200 MW) au Mozambique.

En Ouganda, deux projets hydroélectriques majeurs sont en construction : Karuma (600 MW) et Isimba (180 MW), qui doivent tous deux entrer entièrement en service d’ici 2018. Les plans concernant la prochaine série de projets, soit Ayago (600 MW) et Oriang (400 MW), sont également bien avancés.

Également en 2014, les ministres de l’Énergie du Burundi, du Rwanda et de la Tanzanie ont signé un accord visant la construction de la centrale hydroélectrique des chutes Rusumo (80 MW) sur la rivière Kagera, le long de la frontière entre le Rwanda et la Tanzanie. La production de cette centrale sera partagée également entre les trois pays. Construite avec l’appui de la Banque mondiale, la centrale devrait entrer en service en 2018.

Des projets nationaux plus petits et financés par le secteur privé ont également été achevés au cours de la dernière année. Dans le cadre de l’engagement du Rwanda à accroître la production d’énergie nationale, le pays a mis en service la centrale Nyabarongo I (28 MW), une centrale au fil de l’eau sur la rivière Mwogo, en octobre 2014. Même si le projet est de taille plutôt modeste, Nyabarongo I est maintenant la plus grosse centrale hydroélectrique du Rwanda et augmentera considérablement la capacité installée du pays, qui totalisait 110 MW à la fin de 2013. Le Rwanda a en outre mis en service les centrales Rukarara II (2,2 MW) et Giciye (4 MW) l’an dernier.

Au Malawi, ESCOM a mis en service la phase 2 de sa centrale Kapichira. Dernière de trois centrales hydroélectriques en cascade sur le fleuve Shire, ce développement a doublé la capacité de la cascade de 64 MW à 128 MW. Les travaux d’ingénierie ont été réalisés par le groupe chinois Gezhouba.

AFRIQUEAPERÇU


AFRIQUE : APERÇU(SUITE)

POLITIQUES OBJECTIFS POUR L’HYDROÉLECTRICITÉ

GhanaTarifs de rachat garantis de l’hydroélectricité de 53,6223 GHS/kWh pour une capacité inférieure à 10 MW et de 53,884 GHS/kWh entre 10 et 100 MW, tous deux pour des accords de dix ans. Les taux sont révisés tous les deux ans.

KenyaTarifs de rachat garantis pour les centrales hydroélectriques allant jusqu’à 10 MW : taux standard de 0,0825 $US/kWh.

MauriceTarifs de rachat garantis pour petites centraleshydroélectriques, y compris un taux de 10 MUR/kWh pour une capacité entre 10 et 50 kW, le tout pour une période de 15 ans.

NigeriaLe Décret 2 sur les tarifs pluriannuels fixe des prix réglementés pour les centrales hydroélectriques allant jusqu’à 30 MW jusqu’en 2017, y compris des taux de 29,643 NGN/MWh en 2015 et de 32,006 NGN/MWh en 2016.

RwandaTarifs de rachat garantis de l’énergie renouvelable pour les centraleshydroélectriques de 50 kW à 10 MW.

OugandaLe programme Transfert d’énergie mondial avec tarifs de rachat garantis (GET FIT) comprend des paiements supplémentaires par kWh en plus des niveaux réglementés de tarifs de rachat garantis pour les centraleshydroélectriques de 1 à20 MW.

Afrique du SudLe Programme pour les producteurs indépendants d’électricité de source renouvelable (REIPPP) comprend un soutien pour les petites centrales hydroélectriques. Des tarifs plafonds sont fixés par enchères; le meilleur soumissionnaire signe des accords d’achat d’énergie garantis pour 20 ans.

Pays Objectif

Burundi 212 MW (aucune date)

Égypte 2,8 GW d’ici 2020

Éthiopie 22 GW d’ici 2030

Kenya 794 MW d’ici 2016, 5 % de la capacité totale d’ici 2031

Maroc 2 GW (14 % de la capacité totale) d’ici 2031

Mozambique 2 GW (aucune date)

Nigeria 2 GW de petite hydroélectricité d’ici 2025

Rwanda 340 MW d’ici 2017

42 MW de petite hydroélectricité d’ici 2015

Soudan 63 MW d’ici 2031

Ouganda 1,2 GW d’ici 2017

85 MW de petite hydroélectricité d’ici 2017


AFRIQUERÉPUBLIQUE DÉMOCRATIQUE DU CONGO

La République démocratique du Congo (RDC) a le potentiel d’alimenter une portion considérable de l’Afrique. Le fleuve Congo, le plus important du continent en débit, et le plus puissant, traverse dix pays avant de se déverser dans l’océan Atlantique. À 150 km de son embouchure dans la RDC, le fleuve présente son plus grand potentiel hydroélectrique sur le site des chutes d’Inga.

Le fleuve fait actuellement l’objet de 40 projets hydroélectriques dont neuf sont situés dans la RDC, y compris les deux plus grands projets du pays : Inga I (354 MW) et Inga II (1 424 MW), même si leur production est actuellement bien inférieure à leur capacité en raison d’un entretien insuffisant et d’un manque de financement pour la modernisation.

Construites au lendemain de l’indépendance, les deux centrales Inga ont été achevées dans les années 1970 et 1980 respectivement. Même si elles constituent la majeure partie de la capacité installée totale de la RDC (2 472 MW), une capacité supplémentaire importante est prévue dans le cadre du projet Grand Inga. S’il est pleinement réalisé, Grand Inga deviendra le plus grand projet hydroélectrique au monde avec 40 GW, et pourra produire deux fois plus d’électricité que le barrage des Trois-Gorges en Chine. Avec un coût de production estimé à 0,03 dollar américain par kWh, il constituerait également de l’une des sources d’énergie les plus abordables en Afrique et il pourrait, en théorie, combler 40 % des besoins de l’Afrique en électricité.

Grand Inga a été imaginé à l’origine dans les années 1950, mais il a fallu composer avec d’importants obstacles à sa mise en œuvre; les plans ont été révisés plusieurs fois pour amoindrir l’impact local du projet et pour améliorer la probabilité d’attirer suffisamment de financement dans la conjoncture d’investissement actuelle. Aujourd’hui, les plans du site Inga prévoient au total huit centrales, dont deux sont achevées (Inga I et II). Toutefois, l’instabilité politique constante en RDC de même que les importants investissements nécessaires ont rendu tout nouveau progrès difficile.

Un des principaux obstacles au développement est la nécessité d’un marché garanti pour l’électricité produite; avec un taux d’électrification de seulement 9 %, la RDC n’a pas une demande nationale assez forte pour justifier un développement à si grande échelle. Toutefois, l’électricité peut être exportée par des lignes de transport à longue distance jusqu’en Afrique du Sud, en Égypte et au Nigeria, à condition que des accords et des structures de marché convenables soient en place.

La phase suivante de développement de Grand Inga est le projet Inga III. À la fin de 2013 et 2014, la Banque africaine de développement et la Banque mondiale ont annoncé des initiatives de financement combiné de 106,5 millions $US pour aider à mettre sur pied l’Administration du développement de Grand Inga et à préparer des appels d’offres pour le projet Inga III et d’autres projets de taille moyenne.

De plus, en 2014, l’Afrique du Sud a ratifié un accord avec la RDC pour l’achat de plus de la moitié de la production d’Inga III (soit environ 2 500 MW sur une production prévue de 4 800 MW) de même que des phases subséquentes, renforçant ainsi considérablement l’admissibilité du projet à un financement bancaire. Le reste de l’électricité serait vendu à la Société Nationale d’Électricité pour les consommateurs de Kinshasa et des environs, ainsi qu’au secteur minier de la province méridionale du Katanga. On prévoit maintenant que la construction d’Inga III commencera en 2017 et s’achèvera en 2020.

En outre, la RDC dispose de 2 020 MW de capacité supplémentaire aux étapes de la planification et de la construction, en majeure partie financés par le secteur minier, de même qu’une restauration en cours des centrales Inga I et Inga II, qui devrait être achevée en 2015.



PIBUSD 32.7 bn



AFRIQUEGHANA

Le gouvernement ghanéen entend presque doubler la capacité électrique installée du pays en la portant à 5 GW d’ici 2016, et l’on prévoit que l’hydroélectricité jouera un rôle important dans cette expansion. De nombreux sites potentiels ont été désignés pour des projets hydroélectriques de différentes tailles.

La capacité totale installée du Ghana est actuellement de 2 936 MW, dont un peu plus de la moitié est représentée par l’hydroélectricité (1 580 MW) avec seulement trois centrales, toutes situées dans le bassin du fleuve Volta : Akosombo (1 020 MW), Kpong (160 MW) et Bui (400 MW).

Le Ghana exporte également de l’électricité au Togo, au Bénin, au Burkina Faso et en Côte d’Ivoire. Il fournit actuellement plus de 60 % de l’électricité consommée au Togo et au Bénin. Les tarifs commerciaux et industriels moyens au Ghana sont, depuis la nouvelle annonce au début de 2014, beaucoup plus élevés que ceux d’Afrique du Sud, du Nigeria, de l’Éthiopie, de la Libye, du Kenya et de la Namibie.

La vision du développement régional en Afrique occidentale engendre de nouvelles activités au Ghana. Le pays est membre du pool énergétique d’Afrique de l’Ouest (WAPP), qui intègre les réseaux électriques nationaux de la région en un marché régional unifié de l’électricité.

Le plan directeur du WAPP, défini en 2011, met le développement hydroélectrique au cœur de la vision régionale. Il comprend cinq projets potentiels au Ghana, qui font l’objet d’études de faisabilité menées par l’Administration du fleuve Volta (VRA) et le ministère de l’Énergie et du Pétrole (MEP) du pays : Juale (87 MW), Pwalugu (48 MW), Daboya (43 MW), Hemang (93 MW) et Kulpawn (36 MW).

La réalisation de projets hydroélectriques à plus petite échelle au Ghana a, jusqu’à récemment, été difficile en raison de l’absence de cadre réglementaire et juridique pour les énergies renouvelables et des faibles incitatifs économiques pour les investisseurs.

En 2011, le gouvernement ghanéen est intervenu pour améliorer cette situation avec l’adoptionde la Renewable Energy Law (loi 832), qui encourage l’investissement privé dans les énergies renouvelables. En outre, la Politique énergétique nationale, présentée en 2010, vise à améliorer le cadre fiscal et réglementaire et à fournir des incitatifs pour les petits projets hydroélectriques. Il existe de nombreux sites ayant un potentiel compris entre une dizaine et quelques centaines de kilowatts.

Ces mesures visant à encourager le développement de l’hydroélectricité visent à répondre à la demande d’électricité croissante, qui augmente de 10 % chaque année. Le potentiel hydroélectrique du Ghana a été estimé à 2 480 MW (ECREEE, 2012).

En 2014, l’Association internationale de l’hydroélectricité (IHA) a signé un accord de financement avec le Secrétariat d’État à l’économie de la Suisse (SECO) pour promouvoir le développement durable dès les premières étapes des projets hydroélectriques dans les pays en développement. Une partie du financement a servi à évaluer la durabilité de six sites potentiels dans le Nord du Ghana au moyen de l’outil Phase préliminaire du Protocole d’évaluation du développement durable de l’hydro-électricité, dont la gestion incombe à l’IHA.

L’outil Phase préliminaire sert à évaluer les projets hydroélectriques potentiels en fonction d’un éventail complet de considérations sociales, environnementales, techniques et économiques. Il offre des conseils sur la sélection des projets et les principaux enjeux à aborder lorsqu’on décide de procéder à la réalisation du projet. Les principaux intervenants en matière de développement hydroélectrique au Ghana ont reçu une formation sur l’utilisation du Protocole en janvier 2015. Les visites préliminaires des sites ont eu lieu à la fin de 2014 et au début de 2015, et les évaluations ont été réalisées en mars 2015. Fait important, il s’agit de la première application du Protocole en Afrique.



PIB39,2 G$ US



AFRIQUEZAMBIE

Le fleuve Zambèze est la principale ressource hydroélectrique du Sud de l’Afrique. Le territoire de la Zambie recoupeune plus grande superficie du bassin fluvial, soit 41 %, que tout autre des sept pays riverains. Avec l’achèvement de la modernisation de la centrale de Lunzua (14,8 MW) en novembre 2014, la Zambie a atteint une capacité hydroélectrique installée de 2 271 MW, ce qui représente 94 % du bouquet énergétique national total.

Avec lacroissance économique soutenue en Zambie, le besoin d’une énergie propre et renouvelable est plus criant que jamais. Avec un taux d’électrification de seulement 25 % et une demande d’électricité qui continue de croître à un rythme de150 à200 MW chaque année, la mise en valeur de ressources hydroélectriques inexploitées de plus de 6 000 MW demeure une priorité pour le pays.

La variabilité du climat a également posé des problèmes pour le secteur en Zambie. En mars 2015, une sécheresse prolongée a entraîné une baisse duniveau d’eau au barrage de Kariba, installation binationale gérée en collaboration avec le Zimbabwe. On estime que la capacité de production a temporairement diminué de quelque 300 MW, ce qui a poussé à adopter provisoirement des mesures de rationnement énergétique.

Un autre secteur de développement a été la mise à niveau proposée de l’infrastructure existante, en particulier la réhabilitation du barrage de Kariba,entreprise l’an dernier. Essentiel pour assurer le fonctionnement sécuritaire continu de la centrale, ce

chantier de 294 millions $USsur les dix prochaines années vise à remodeler le bassin sous le barrage afin de limiter l’érosion et à remettre en état les évacuateurs de crue afin d’améliorer l’exploitation et la stabilité structurale.

La politique énergétique a également progressé en Zambie en vue de permettre aux investisseurs tant publics que privés d’apporter une contribution plus efficace au secteur des énergies renouvelables. La politique de Tarifs de rachat garantis pour l’énergie renouvelable (REFIT) découle d’une consultation approfondie entre le Centre de commerce pour le Sud de l’Afrique de l’Agence américaine pour le développement international (USAID) et le gouvernement zambien. Le gouvernement s’engage à acheter de l’énergie renouvelable à un prixprédéterminé, permettant ainsi de réduire la volatilité des prix et d’attirer d’importants investissements privés dans les projets hydroélectriques.

Au cours de la dernière décennie, les gains de capacité installée ont été réalisés principalement par des mises à niveau et des expansions de l’infrastructure existante. Au cours des cinq prochaines années, ces projets devraient être surpassés en importancepar de nouveaux projets, le gouvernement zambien prévoyant une augmentation de 1 172 MW d’ici 2019.

Le projet Itezhi Tezhi de ZESCO (120 MW) doit être achevé plus tard en 2015. Lunsemfwa Hydro Power Company a achevé les études de faisabilité pour sa centrale de Muchinga (200 MW) en novembre 2014. Copperbelt Energy a

également entrepris des études de faisabilité en 2014 pour la constructiond’une centrale hydroélectrique importantesur la rivière Lwapula (800 MW). Pour ce qui est de l’avenir, le cheminement du projet de 2 milliards $USde la gorge du bas Kafue (750 MW) en est à l’étape du certificat de rendement énergétique, et la construction devrait débuter dans la première moitié de 2016.

Le secteur privé est également actif dans le développement des projets. Le projet hydroélectrique de Kalungwishi en est au stade préparatoire avancé. Ce projet de 247 MW d’une valeur de 700 millions $USsur la rivière Kalungwishi est mis en œuvre par la Lunzua Power Authority.

Un autre projet de développement clé prévu est le projet de la gorge de Batoka, dont l’étude de faisabilité et les évaluations environnementale et sociale sont déjà en cours. Cette importante centrale au fil de l’eau gérée par laZambezi River Authority, d’une valeur de 2,5 milliards $US, doit fournir une capacité installée de 2 400 MW à la Zambie et au Zimbabwe afin de répondre à l’augmentation marquée de la demande énergétique de la région.

À l’avenir, la Zambie devra, comme les autres pays de la Communauté de développement d’Afrique australe, aborder la question des tarifs d’électricité subéconomiques, qui plombentles investissements privés dans les nouveaux projets hydroélectriques.


SUPERFICIE752 618 km2

PIB26,8 G$ US



EUROPECARTE DE LA RÉGION

18

1

3

12

22

29

9

112031

2721

872619

17 1615

302823

13

4

52

610

142524



1NORVÈGE 28 718

2FRANCE 18 382

3SUÈDE 16 315

4ITALIE 14 325

5SUISSE 13 790

6ESPAGNE 13 293



1 Norvège 28 718

2 France 18 382

3 Suède 16 315

4 Italie 14 325

5 Suisse 13 790

6 Espagne 13 293

7 Autriche 7 968

8 Roumanie 6 456

9 Ukraine 5 470

10 Portugal 4 455

11 Allemagne 4 452

12 Finlande 3 198

13 Grèce 2 697

14 Géorgie 2 640

15 Bulgarie 2 265

16 Serbie 2 221

17 Bosnie-Herzégovine 2 156

18 Islande 1 986

19 Croatie 1 848

20 Royaume-Uni 1 690

21 Slovaquie 1 606

22 Lettonie 1 576

23 Albanie 1 527

24 Arménie 1 249

25 Azerbaïdjan 1 116

26 Slovénie 1 074

27 République tchèque 1 065

28 Monténégro 658

29 Pologne 569

30 Macédoine 538

EUROPECAPACITÉ PAR PAYS


31 Irlande 237

32 Belgique 120

33 Lituanie 116

34 Moldavie 76

35 Hongrie 56

36 Andorre 45

37 Îles Féroé 39

38 Pays-Bas 37

39 Luxembourg 34

40 Groenland 20

41 Bélarus 13

42 Danemark 9

43 Estonie 8

* Exclut le pompage-turbinage.


L’hydroélectricité demeure la principale technologie de production d’énergie renouvelable en Europe à ce jour; elle représente 10 % de la production d’électricité du continent, avec une capacité installée totale de 166 GW d’hydroélectricité conventionnelle et de 50 GW de pompage-turbinage.

Une récente étude macroéconomique de l’hydroélectricité en Europe, réalisée par DNV GL pour le compte de 21 producteursd’hydroélectricité, souligne les avantages directs et indirects de l’hydroélectricité dans les 28 États membres de l’Union européenne (UE) ainsi qu’en Norvège, en Suisse et en Turquie. L’étude calcule que la valeur totale créée par l’hydroélectricité en Europe est d’environ 38 milliards d’euros par an, ce qui équivaut au PIB actuel de la Slovénie. On prévoit que ce chiffre augmentera pour atteindre entre 75 et 90 milliards d’euros d’ici 2030.

Le rapport indique que le secteur européen de l’hydroélectricité représentequelque 120 000 emplois (équivalent temps plein), qui apportent chacun une valeur annuelle moyenne d’environ 650 000 euros à l’économie européenne. L’hydroélectricité se distingue également des autres énergies renouvelables en termes de recettes publiques en Europe : les recettes fiscales annuelles de 15 milliards d’euros générées par cesecteur dépassent de loin les subventions limitées accordées aux petits projets hydroélectriques.

L’hydroélectricité continuera de jouer un rôle important dans l’économie européenne. Les taux de croissance les plus élevés sont prévus dans les pays en développement rapide de l’Europe de l’Est, où un important potentiel hydroélectrique demeure inexploité. L’Ouest et le Nord de l’Europe ont déjà des marchés de l’hydroélectricité très développés; les projets de développement y sont principalement axés sur la réfection, la mise à niveau ou la conversion de l’infrastructure existante, ainsi que sur denouveaux projets de pompage-turbinage.

EUROPEAPERÇU

POLITIQUES

ArménieTarifs de rachat garantis pour les petites centrales hydroélectriques en vigueur pour 15 ans; les prix sont différents selon le type, entre autres un prixde 21,168 AMD/kWh pour les cours d’eau naturels en 2015.

AutricheIncitatifs fiscaux et tarifs de rachat garantis pour les petites centrales hydroélectriques, par exemple un maximum de 10 % de l’investissement pour une capacité allant jusqu’à 10 MW, jusqu’à concurrence de 400 €/kWh.

BélarusLa Loi sur les sources d’énergie renouvelables (2011) fixeun tarif de rachat garanti pour les centrales hydroélectriques au taux de 1,3 $US/kWh pour les dix premières années, puis de 0,85 $US/kWh pour les dix années suivantes.

Bosnie-HerzégovineTarifs de rachat garantis et accords d’achat d’énergie pour les centrales hydroélectriques d’une capacité allant jusqu’à 10 MW dans la République serbe de Bosnie.

BulgarieLa Loi sur l’énergie de source renouvelable de 2011 prévoitun tarif de rachat garanti pour les centrales hydroélectriques d’une capacité allant jusqu’à 10 MW à un taux comprisentre 93,69 et 236,92 BGN/MWh.

EstonieLa Loi sur le marché de l’électricité de 2007 comprend un tarif de rachat garanti pour l’hydroélectricité avec une prime à 0,0537 €/kWh.

FinlandeSubventions à caractère fiscal pour les petites centrales hydroélectriques (moins de 1 MVA).

FranceTarif de rachat garanti pour l’hydroélectricité de 0,0607 €/kWh, plus des primes pour les petites installations et la production régulière en hiver; contrats de 20 ans.


En 2014, la consommation d’électricité en Europe a reculé pour la sixième année consécutive après avoir culminé en 2008. La crise financière mondiale de 2008 explique en bonne partie cette diminution, en plus des progrès en matière d’efficacité énergétique, des réductions de l’intensité énergétique et de l’influence exercée par les étés et les hivers plus doux.

Dans plusieurs parties du monde, l’évolution de l’infrastructure électrique est généralement liée à l’augmentation de la population et de la demande énergétique. En Europe, au contraire, le développement de l’hydroélectricité est dicté par des décisionspolitiques. En préparation du Sommet climatique de 2015 à Paris (COP21), la Commission européenne a adopté un ensemble d’objectifs portant sur la politique énergétique et climatique. L’UE et ses États membres se sont engagés à réduire de 40 % les émissions de GES d’ici 2030, par rapport aux niveaux de 1990. Cet engagement est appuyépar un objectif de 27 % pour les sources d’énergie renouvelables.

À l’avenir, on s’attend à ce que la pénétration accrue prévue de la production centralisée d’électricité éolienne et photovoltaïque place l’hydroélectricité en position de technologie d’équilibrage de charge et de stockage d’énergie. Les progrès technologiques touchant les turbines hydrauliques, en particulier les turbines ajustables et les pompes à vitesse variable, permettent des modes de fonctionnement plus variés et efficaces et amélioreront la capacité de l’hydroélectricité de fournir au réseau des services d’équilibrage de charge très pointus. Cette technologie est déjà utilisée en France, qui a annoncé des plans visant à moderniser son projet de pompage-turbinage de Le Cheylas, mis en service à l’origine en 1979, en remplaçant ses turbines à vitesse constante par des modèles à vitesse variable.

EUROPE : APERÇUCONTINUED

POLITIQUES

AllemagneLa Loi sur les sources d’énergie renouvelables (EEG) fixeles objectifs suivants : 35 % d’énergie renouvelable d’ici 2020 et 50 % d’ici 2030, de même qu’un tarif de rachat garanti à des taux différents, notamment 0,042 €/kWh pour une capacité allant jusqu’à 50 MW, le tout pour 20 ans, avec diminution des tarifs de 1 % par année.

GrèceTarif de rachat garanti pour les centrales hydroélectriques d’une capacité allant jusqu’à 15 MW, au taux de 73 €/MWh dans le réseau continental et de 84,6 €/MWh dans les îles non raccordéesau réseau principal.

IrlandeTarif de rachat garanti pour les centrales hydroélectriques de moins de 5 MW au taux de 0,07 €/kWh, et pour les centrales houlomotrices et marémotrices au taux de 0,22 €/kWh.

ItalieTarif de rachat garanti pour les centrales hydroélectriques au fil de l’eau d’une capacité allant jusqu’à 250 kW, et appels d’offres pour les centrales hydroélectriques de plus de 10 MW.

LituanieTarifs de rachat garantis pour l’hydroélectricité : 0,27 LTL/kWh pour une capacité inférieure à 10 kW, 0,24 LTL/kWh entre 10 kW et 1 MW et 0,22 LTL/kWh au-delà de 1 MW, tous accordés pour une période de 12 ans.

LuxembourgTarifs de rachat garantis pour les centrales hydroélectriques d’une capacité allant jusqu’à 6 MW, notamment un taux de 85 €/MWh pour une capacité comprise entre 1 et 6 MW, avec réductionde 0,25 % chaque année, garantis pour une période de 15 ans.

MacédoineTarifs de rachat garantis pour les centrales hydroélectriques d’une capacité allant jusqu’à 10 MW.


EUROPE : APERÇU(SUITE)

L’Autriche a également mis en service une nouvelle centrale de pompage-turbinage, le projet Reisseck II de 430 MW enCarinthie, au début de 2015. Cette centrale utilise les réservoirs existants de deux centralesde pompage-turbinage voisines et, en fait, relie les trois systèmes hydrauliques. Plusieurs autres nouveaux projets de pompage-turbinage totalisant 4,9 GW sont prévus, y compris les centrales suisses de Linthal (1 000 MW), qui doit entrer en service plus tard cette année, et de Nant de Drance (924 MW), de même que la centrale Venda Nova (800 MW) au Portugal.

L’Europe a mis en service 405 MW de nouvelle capacité hydroélectrique en 2014. L’Azerbaïdjan a réussi la mise en service de deux centrales au Nakhitchevan : Arpachay 1 (20,5 MW) et Arpachay 2 (1,4 MW). Cette région subissait auparavant des pénuries d’énergie; mais avec la mise en service de ces deux centrales, la majeure partie de la demande d’électricité locale peut être comblée par des ressources nationales. Une centrale hydroélectrique de 36 MW est également en cours de construction dans la région, ce qui augmente la possibilité que le Nakhitchevan exporte à l’avenir de l’électricité vers la Turquie ou l’Iran voisins. L’Azerbaïdjan a également raccordé au réseaula centrale de Tahtakopru (31,8 MW).

La Grèce a bonifié son parc hydroélectrique en mettant en service la centrale d’Ilarionas (160 MW) au début de 2014; cette centrale régulerale débit du fleuve Aliakmon, qui alimentela ville voisine de Thessalonique. En Islande, on a commencé l’exploitation commerciale de la centrale de Búðarháls (95 MW), portant ainsi la capacité hydroélectrique totale du pays à 1 980 MW.

POLITIQUES

MonténégroTarifs de rachat garantis pour l’hydroélectricité aux taux de 0,104 €/kWh pour les centrales ayant une production annuelle allant jusqu’à 3 GWh, de 0,0744 €/kWh entre 3 et 15 GWh et de 0,0504 €/kWh au-delà de 15 GWh.

NorvègeLes centrales hydroélectriques de moins de 5 MW sont exemptées de la fiscalitésur les ressources naturelles et sur les loyers fonciers.

PologneObligation pour les fournisseurs d’acheter un certain quota d’électricité de sources renouvelables; quota fixé à 14 % en 2015 et passant à 20 % en 2021.

SlovaquieTarifs de rachat garantis pour l’hydroélectricité à divers paliers, notamment 105,15 €/MWh pour une capacité comprise entre 500 kW et 1 MW et 97,98 €/MWh entre 1 et 5 MW, le tout pour une période de 15 ans. L’hydroélectricité est en outre exemptée de la taxe d’accise sur l’électricité.

SuisseLa Loi sur l’énergie de 2008 comprend un tarif de rachat garanti pour les centrales hydroélectriques d’une capacité allant jusqu’à 10 MW.

UkraineLa politique sur les tarifs verts comprend un tarif de rachat garanti pour les centrales hydroélectriques d’une capacité allant jusqu’à 10 MW au taux de 104,7 €/MWh, jusqu’en 2030.

Royaume-UniLe décret sur le recours aux énergies renouvelables (RO) fixe des quotas d’énergie renouvelable augmentant chaque année pour les fournisseurs d’électricité. Tarif de rachat garanti pour les énergies renouvelables à petite échelle, y compris les centrales hydroélectriques d’une capacité allant jusqu’à 5 MW, pendant une période de 20 ans, au taux de 0,11 GBP/kWh pour une capacité de2 à5 MW.


EUROPE : APERÇU(SUITE)

L’île espagnole d’El Hierro, la plus petite des Canaries, est devenue le premier territoire isolé du point de vue énergétique au monde à devenir autosuffisant à partir de sources d’énergie renouvelables, avec l’achèvement en 2014 d’une centrale hybride éolienne et de pompage-turbinage. Le projet est constitué d’un parc éolien de 11,5 MW, de deux réservoirs d’eau, d’un groupe de pompage, d’un groupe de production et d’une usine de dessalement de l’eau de mer. La capacité hydroélectrique nominale est de 11,3 MW, bien supérieure à la demande de pointe de l’île.

La Norvège et la Suède ont établi un marché conjoint de certificats avec pour objectif 26 TWh de nouvelle production d’énergie renouvelable d’ici 2020. En vertu de ce régime incitatif technologiquement neutre, on prévoit que la production d’hydroélectricité augmentera de 10 TWh.

Le Royaume-Uni a accompli des progrès dans la réalisation de ses projets hydroélectriques marémoteurs. Le projet de la lagune littorale de la baie de Swansea (320 MW) a été approuvé par les autorités réglementaires du pays. La construction devrait débuter d’ici 2016, et la production commerciale est prévue pour 2019.


Pays Objectif

Arménie 377 MW de petite hydroélectricité d’ici 2020, 397 MW d’ici 2025

Autriche 1 GW à ajouter entre 2010 et 2020

Bélarus 103 MW à ajouter entre 2011 et 2015

Bulgarie 522 MW de nouvelle capacité d’ici 2018

Finlande 14,6 GW d’hydroélectricité d’ici 2020

Italie 42 000 GWh/an à partir de 17,8 GW d’ici 2020

Lituanie 14 MW d’ici 2020

Macédoine 216 GWh/an de petite hydroélectricité d’ici 2020

Portugal 400 MW de petite hydroélectricité d’ici 2020

Espagne 13,9 GW d’ici 2020 (2,9 % du bouquet énergétique final)

8,8 GW de pompage-turbinage d’ici 2020

Suisse 43 TWh/an d’ici 2035


EUROPEALBANIE

L’Albanie dépend presque entièrement de l’hydroélectricité pour sa production d’électricité; près de 100 % de l’électricité produite au pays provient de l’hydroélectricité.

Ce pays montagneux abrite huit réseaux hydrographiques majeurs. Le fleuve Drin, dans le Nord de l’Albanie, est le plus grand fleuve du pays et alimente trois centrales hydroélectriques : Fierzë (500 MW), Komani (600 MW) et Vau I Dejës (250 MW). Cette cascade de 1 350 MW représente plus des trois quarts de la capacité installée du pays et 90 % de la production d’électricité nationale. Les 430 MW restants de capacité installée sont répartis entre quelque 90 centrales.

L’Albanie a déjà été un exportateur net d’électricité, mais a récemment dû importer de l’électricité en raison de la croissance de la demande et de la stagnation dans le développement de nouvelle capacité depuis la transition d’une économie planifiée à une économie de marché à la fin des années 1980. Cela a donné lieu, aussi récemment qu’en 2011, à des pénuries d’électricité en période sèche, voire à des coupures d’électricité pendant les sécheresses prolongées.

On s’attend à ce que la demande énergétique augmente de 60 % d’ici 2020, et il est manifeste que l’Albanie doit renforcer sa sécurité énergétique. Des efforts visant à développer la production thermique, éolienne et solaire sont en cours, mais l’hydroélectricité demeure la plus grande ressource énergétique du pays.

On estime que seulement 30 à 35 % du potentiel hydroélectrique de l’Albanie aété mis en valeur jusqu’à maintenant. Les délais attribuables aux préoccupations sociales et environnementales ont été dissuasifs pour les projets de grande envergure. Le gouvernement a plutôt mis l’accent sur la construction de plus petites centrales hydroélectriques (moins de 100 MW) et sur l’adoption d’incitatifs fiscaux. Par exemple, les projets d’énergies renouvelables sont exemptés des droits de douane sur la machinerie et l’équipement importés.

Grâce à ce cadre juridique et réglementaire favorable, le secteur hydroélectrique de l’Albanie demeure attrayant pour les investisseurs étrangers et privés. En 2013, les investissements étrangers directs dans le contexte des privatisations touchant l’ensemble du secteur national de l’hydroélectricité représentaient près de 9 % du PIB et environ la moitié de la capacité en construction.

La plupart des nouvelles installations visent à renforcer l’approvisionnement en électricité du Sud du pays et à achever la cascade de projets prévue sur le fleuve Drin. La centrale d’Ashta (53 MW), mise en service en 2012, était le plus grand projet hydroélectrique à être achevé en Albanie depuis les années 1990.

Un autre projet majeur, d’une valeur de 535 millions d’euros, est la cascade de deux centrales hydroélectriques, Banja et Moglicë, sur le fleuve Devoll. Avec une capacité installée totale de 256 MW, ces deux centrales produiront environ 729 GWh chaque année, faisant augmenter la production d’électricité en Albanie de près de 17 %. Une troisième centrale dans cette cascade sera envisagée une fois que les deux premières seront achevées; celles-ci doivent toutes deux entrer en production d’ici 2018.

L’objectif à moyen terme de l’Albanie est de redevenir un exportateur net d’électricité en mettant en valeur son énormepotentiel hydroélectrique. Ainsi, l’Albanie pourrait accroître son influence sur le marché énergétique régional tout en renforçantsa propre sécurité énergétique. Par exemple, en 2014, l’Albanie et le Kosovo ont signé un accord visant la construction d’une ligne d’interconnexion à 400 kV reliant leurs réseaux afin d’optimiser l’exploitation de l’hydroélectricité de l’Albanie et des centrales au charbon du Kosovo. En juillet 2015, l’UE a annoncé le financement d’une autre ligne d’interconnexion à 400 kV entre l’Albanie et la Macédoine. L’Albanie explore en outre la possibilité d’une interconnexion sous-marine afin d’exporter son électricité excédentaire vers l’Italie.

POPULATION2 800 000


PIBUSD 12.9 bn



EUROPEPORTUGAL

N’ayant lui-même aucune ressource ou réserve de combustibles fossiles, le Portugal a dû s’appuyer sur les importations pour répondre à sa demande nationale de pétrole et de gaz. Cette situation, combinée aux objectifs de réduction des émissions de carbone de l’Union européenne, a nettement stimulé l’intérêt et les investissements en ce qui concerne les ressources énergétiques renouvelables au cours de la dernière décennie. En 2014, les énergies renouvelables étaient liées à 62 %de la production d’électricité.

L’hydroélectricité représentait 31 %de cette production, soit la moitié de la part totale des énergies renouvelables.

Le réseau très développé d’installations hydroélectriques du Portugal comprend une part de plus en plus importante de centrales de pompage-turbinage, comme le complexe Alqueva I et II. Alqueva II, un projet d’expansion, a doublé la capacité installée du complexe, la portant à 512 MW, lorsqu’il a été raccordéau réseau en 2013.

Un autre projet de pompage-turbinage, Venda Nova III (756 MW), est en cours de construction. Cette centrale comprendra deux groupes pompe-turbine à vitesse variable. Elle devrait entrer en service avant la fin de 2015, portant la capacité totale installée du complexe Venda Nova à 1 038 MW. La centrale Salamonde II (207 MW) est en cours de mise à niveau et devrait entrer en service en août 2015, ce qui portera la capacité totale installée du complexe Salamonde à 250 MW.

Parmi les autres ajouts récents à la capacité installée, notons la centrale de Baixo Sabor (173 MW), qui a mis en service son premier groupe de 30 MW au cours du premier trimestre de 2015, ainsi que la centrale Ribeiradio-Ermida (80,8 MW), qui est entrée en service en 2014.

Au début de 2015 ont commencé les travaux de construction des trois barrages qui constitueront le complexe Alto Tâmega (1 158 MW) dans le Nord du Portugal. Ce projet, qui devrait être achevé en 2023, améliorera également l’infrastructure de distribution qui relie le Nord du Portugal à la région voisine de laGalice, en Espagne, principalement grâce à des améliorations aux lignes électriques existantes. La centrale de Foz Tua (263 MW) est également en construction et devrait être achevée en 2016.

Du côté des politiques, les progrès accomplis en 2014 comprennent une nouvelle taxe de 0,85 % sur les immobilisations du secteur de l’énergie et des services publics. Les recettes de quelque 150 millions d’euros de cette taxe seront versées dans le nouveau Fonds pour la durabilité systémique du secteur de l’énergie (FSSSE), qui vise à financer les programmes sociaux et environnementaux tout en réduisant le déficit tarifaire du réseauélectrique au Portugal.



PIB227,3 G$ US


1 343 MW POMPAGE-TURBINAGE


ASIE MÉRIDIONALE ET CENTRALECARTE DE LA RÉGION

1

9

710

6

1548

1217

3

5 1413

16

2

11



1RUSSIE 49 218

2INDE 44 799

3TURQUIE 23 661

4IRAN 10 156

5PAKISTAN 7 264

6TADJIKISTAN 4 843


Classement Pays Installed hydropower capacity (MW)*

1 Russie 49 108

2 Inde 44 799

3 Turquie 23 661

4 Iran 10 156

5 Pakistan 7 264

6 Tadjikistan 5 190

7 Kirghizistan 3 091

8 Iraq 2 513

9 Kazakhstan 2 260

10 Ouzbékistan 1 731

11 Sri Lanka 1 624

12 Syrie 1 505

13 Bhoutan 1 489

14 Népal 706

15 Afghanistan 400

16 Bangladesh 230

17 Liban 221

18 Jordanie 12

19 Israël 7

20 Turkménistan 1

ASIE MÉRIDIONALE ET CENTRALECAPACITÉ PAR PAYS



Le manque d’accès à l’énergie est l’un des principaux défis auxquels l’Asie méridionale et centrale est confrontée. Une population en croissance rapide combinée à de grandes disparités dans la répartition des ressources naturelles font du commerce régional l’une des solutions évidentes pour la région.

En 2015, le Projet de commerce et de transport de l’électricité Asie centrale-Asie méridionale (CASA-1000) a fait un important pas en avant lorsque les pays participants ont approuvé le plan directeuret les accords d’achat d’électricité du projet. Une fois achevées, les lignes de transport de 1 222 km du projet CASA-1000 achemineront de l’électricité à haute tension entre les pays exportateurs du Kirghizistan et du Tadjikistan, puis du Tadjikistan vers les pays importateurs que sont l’Afghanistan et le Pakistan. Cela permet au Tadjikistan de s’ajuster à la variabilité saisonnière de ses ressources hydroélectriques en exportant l’électricité excédentaire produite grâce à la fonte des glaciers en été et en important de l’électricité lors des périodes de faible débit en hiver.

Ce débouché pour le commerce énergétique peut également justifier le projet Rogun proposé (3 600 MW). Le Pakistan, en particulier, prévoit que sa demande d’énergie doublera au cours de la prochaine décennie. Sans de tels accords régionaux, le pays peinerait à répondre à la demande d’électricité au moyen d’ajouts nationaux uniquement. Le CASA-1000 témoigne de la collaboration entre ces pays, et marque unepremière étape vers la réalisation d’un marché régional de l’électricité (CASAREM) en Asie méridionale et centrale.

Le Pakistan n’en a pas moins mis en service 180 MW de nouvelle capacité hydroélectrique en 2014, notamment en raccordant la centrale de Duber Khwar (130 MW) au réseau. Le Pakistan envisage d’ajouter 15 GW de capacité hydroélectrique au cours des dix prochaines années. Certaines des nouvelles centrales seront exploitées par des producteurs d’électricité indépendants (PEI) ou selon des accords de collaboration bilatéraux. Par exemple, la centrale de Patrind (147 MW), un projet de PEI au fil de l’eau dont la mise en service est prévue pour 2016, a été développée par une compagnie de construction coréenne et financée par la Banque mondiale, la Banque asiatique de développement et la banque coréenne Eximbank.

En outre, le Corridor économique Chine-Pakistan, projet bilatéral de 46 milliards $USqui vise la construction d’un réseau d’infrastructures de transport, de télécommunications et énergétiques, comprend un accord portant sur une nouvelle capacité hydroélectrique de 800 MW dans deux centrales et des dispositions concernant d’autres centrales hydroélectriques financées par des PEI.

La Banque asiatique d’investissement pour les infrastructures (AIIB) basée à Pékin a annoncé 50 milliards $US en financement pour stimuler la croissance des infrastructures dans les pays asiatiques en développement, dont certains projets d’hydroélectricité.

Plus loin dans leSud-Est, les possibilités commerciales régionales progressent entre le Népal, le Bhoutan, l’Inde, le Pakistan et le Bangladesh –pays ayant tous accès aux riches ressources hydroélectriques des réseaux hydrographiqueshimalayens. Du fait de sa situation stratégique et de son statut régional de puissance économique, l’Inde est devenue un acteur clé pour faciliter la collaboration énergétique dans la région. Le commerce bilatéral, par exemple entre le Bangladesh et le Pakistan, dépend souvent de la participation de l’Inde.

Des accords bilatéraux ont progressé au cours de la dernière année entre l’Inde et le Népal et entre l’Inde et le Bhoutan. L’accord sur le commerce énergétique entre l’Inde et le Népal ouvrira de nouvelles perspectives de collaboration dans le secteur de l’électricité.

Le Centre énergétique de l’Association sud-asiatique de coopération régionale (ASACR), basé au Pakistan, propose une étude du potentiel hydroélectrique de 80 000 MW du Népal, mettant l’accent sur le développement régional. Si elle était mise en valeur, l’électricité produite au Népal pourrait être transportée vers l’Inde, le Pakistan et l’Afghanistan, ce qui profiterait aux quatre pays et renforcerait leurs liens.

L’électricité du Bhoutan est son principal produit d’exportation, qu’il vend à l’Inde, son plus important partenaire commercial. Environ 75 % de l’électricité produite au Bhoutan est exportée vers l’Inde, en vertud’un tarifd’exportation bilatéral convenu entre les deux pays. L’électricité représente 45 % des exportations totales du Bhoutan vers l’Inde. Puisque la production d’électricité du Bhoutan dépend presque entièrement de l’hydroélectricité, ce paysimporte de l’électricité de l’Inde en hiver, lorsque le niveau des réservoirs est bas. Un accord bilatéral a été signé en 2009 entre les deux pays afin de développer 10 GW de nouvelle capacité d’ici 2020 au moyen d’entreprises intergouvernementales et de coentreprises.

ASIE MÉRIDIONALE ET CENTRALEAPERÇU


Au début de 2015, le Bhoutan a mis en service sa cinquième centrale hydroélectrique. La centrale au fil de l’eau de Dagachhu (126 MW) est le résultat d’une coentreprise entre Tata Power de l’Inde et Druk Green Power Corporation du Bhoutan. Les autres centrales en construction, conformément à l’accord bilatéral, comprennent les centrales de Mangdechhu (720 MW) et Punatsangcchu I et II (1 200 et 1 020 MW, respectivement), qui doivent entrer en service en 2017.

Ailleurs dans la région, la Russie a ajouté 1,1 GW à son bouquet énergétique, portant sa capacité totale installée à 47,7 GW. La restauration du projet Sayano-Chouchenskaiaa été achevée, ce qui a ramené la centrale à sa pleine capacité de 6 400 MW. On a également terminé les travaux àla centrale de Boguchanskaïa de 3 000 MW par l’installation en 2014 des trois dernières de ses neuf turbines de 333 MW, et on a modernisé la centrale existante de Zelenchukskaïa en ajoutant 140 MW de capacité de pompage-turbinage à la cascade de Kubanski.

ASIE MÉRIDIONALE ET CENTRALE : APERÇU(SUITE)

POLITIQUES

IndeTarifs de rachat garantis d’hydroélectricité pour 2014 à 2019 en Uttar Pradesh : 5,65 à 6,47 INR/kWh pour une capacité inférieure à 5 MW et 4,98 à 5,68 INR/kWh entre 5 et 25 MW, avec accords d’achat d’électricité d’une durée de 20 ans.

IranFonds pour la mise en valeur des énergies renouvelables, financé par une taxe prélevée sur les factures des consommateurs au taux de 30 IRR/kWh, sauf pour les ménages ruraux. Le fonds est consacré à l’entretien des réseaux ruraux et à la mise en valeur des énergies renouvelables.

RussiePrêt de la Banque européenne pour la reconstruction et le développement (BERD) de 185 millions d’euros pour la modernisation de neuf centrales faisant partie de la cascade Volga-Kama.

TurquieLa Loi sur l’énergie renouvelable de 2010 fixeun tarif de rachat garanti pour l’hydroélectricité (toutes capacités) au taux de 0,073 $US/kWh pendant dix ans, et les producteurs d’énergie renouvelable obtiennent un rabaisde 85 % sur les coûts de transport pendant dix ans.


Pays Objectif

Inde 2,1 GW de petite hydroélectricité à ajouter entre 2012 et 2017

Kazakhstan 170 MW de nouvelle capacité d’ici 2020

Tadjikistan 100 MW de petite hydroélectricité d’ici 2020

Turquie 34 GW d’ici 2023


ASIE MÉRIDIONALE ET CENTRALEINDEL’Inde dispose d’un potentiel hydroélectrique de quelque 148 GW, ses ressources étant concentrées dans les États himalayens de l’Arunachal Pradesh, du Sikkim, de l’Uttarakhand et de l’Himachal Pradesh. Jusqu’à maintenant, seulement un tiers de ces ressources a été exploité avec succès, et la part de l’hydroélectricité dans le bouquet énergétique du pays connaît un déclin marqué depuis 1966.

Néanmoins, d’importants progrès accomplis en 2014 en matière de gouvernance et de politiques pourraient revitaliser le secteur en Inde. Une collaboration internationale accrue avec des pays voisins (Bhoutan, Népal et Bangladesh) a également consolidé le rôle de chef de file régional de l’Inde dans le développement de l’hydroélectricité.

Avec l’élection d’un nouveau gouvernement en mai 2014, l’hydroélectricité a été confiée à un seul ministère afin d’améliorer l’efficacité au niveau fédéral. Depuis son élection, le premier ministre Narendra Modi a effectué des visites historiques au Népal et au Bhoutan, ratifiant des accords énergétiques bilatéraux qui s’articuleront autour de nouveaux aménagements hydroélectriques dans ces pays himalayens. Pendant la visite du premier ministre au Népal en août 2014, un protocole d’entente a été signé pour accélérer l’avancement du projet à usages multiples de Pancheshwar (5 600 MW), situé sur le fleuve Mahakali qui borde les deux pays.

Ce partenariat a été sollicité lors de la récente tragédie des séismes d’avril 2015 au Népal, qui ont causé d’importants dommages au réseau de distribution d’électricité de ce voisin du nord de l’Inde. La société d’État indienne Power Grid Corporation a joué un rôle primordial dans le rétablissement du réseau népalais et appuie maintenant les efforts de reconstruction de l’infrastructure de distribution endommagée.

Cette catastrophe géologique dans la région himalayenne a également pesésur les discussions en cours sur la faisabilité du développement de l’hydroélectricité dans l’État de l’Uttarakhand. Des préoccupations environnementales et sociales avaientété soulevées pour la première fois après les inondations dévastatrices de juin 2013, et un moratoire temporaire sur la construction de nouveaux barrages dans la région a été imposé par la Cour suprême peu de temps après.

Le ministère de l’Environnement a récemment constitué un groupe de onze experts pour évaluer les impacts cumulatifs des projets hydroélectriques sur le cours supérieur du Gange. Cette nouvelle approche montre l’importance croissante de la planification pour l’aménagementécoviable de l’ensemble d’un bassin fluvial, processus qui exigera une collaboration interétatique aussi bien qu’internationale dans le contexte indien. Malgré ces difficultés, la centrale de Shrinagar (330 MW) dans l’Uttarakhand a pu mettre en service son quatrième et dernier groupe de 82,5 MW en juin 2015.

Parmi les autres ajouts à la capacité installée au cours de la dernière année, citons le projet Koldam (800 MW), centrale au fil de l’eau qui a mis en service la dernière de ses quatre unités en juin 2015, la centrale de Rampur (412 MW) mise en service en décembre 2014, ainsi que la centrale de Parbati (520 MW) mise en service en mai 2014. La centrale Uri-II (240 MW) a commencé ses activités commerciales en mai 2014 et fait partie des nombreux projets inaugurés par le premier ministre Modi l’an dernier.

Des progrès ont également été accomplis dansle projet Dibang (2 880 MW), qui a obtenu les autorisations sociales et environnementales en octobre 2014. Cette centrale à usages multiples sera le plus grand aménagement hydroélectrique du pays. Ce projet représente un point tournant pour le développement de l’importante région du Nord-Est de l’Inde, où plus de 93 % du potentiel hydroélectrique total, principalement dans le bassin fluvial du Brahmaputra, demeure inexploité.

Le gouvernement indien envisage de réviser la législation et les régimes de soutien, y compris les règlements sur les tarifs, afin de promouvoir la production d’électricité à partir de sources renouvelables. Le gouvernement a également pris des mesures touchant l’efficacité, comme la simplification des autorisations et une surveillance de haut niveau, afin d’éviter les retards dans la mise en œuvre des projets.

POPULATION1 252 000 000


PIB1 877 G$ US


4 786 MW POMPAGE-TURBINAGE


ASIE MÉRIDIONALE ET CENTRALETADJIKISTANLe Tadjikistan est un pays fascinant du point de vue de l’hydroélectricité. Avec une capacité installée de 5 190 MW et un potentiel hydroélectrique estimé à 527 milliards de kWh par an, desactivités de développement considérables à prévoir au cours des années à venir.

L’hydroélectricité fournit près de 100 % de l’électricité au Tadjikistan, aussi bien pour la demande nationale qu’à l’exportation. Parmi les projets récents au Tadjikistan, notons la mise en service des centrales Sangtuda 1 (670 MW) en 2009 et Sangtuda 2 (220 MW) en 2011 ainsi que la remise en état prévue du projet Kairakkum, qui devrait commencer en 2015.

La principale centrale hydroélectrique du Tadjikistan est celle de Nurek (3 000 MW). Le gouvernement cherche actuellement un financement pour le projet proposé de Rogun qui, une fois achevé, deviendrait la plus grande centrale hydroélectrique du Tadjikistan (3 600 MW) et ferait du Tadjikistan un exportateur net d’électricité. Le barrage de Rogun serait également le plus haut du monde (335 m).

En 2014, la Banque mondiale a achevé une étude de faisabilité sur Rogun, ce qui indique que le projet avance. Toutefois, le financement demeure considérablement inférieur à ce qui est nécessaire pour entamer les travaux et, parmi les autres obstacles à surmonter, signalons les relations régionales avec l’Ouzbékistan en aval, qui s’est opposé au projet.

Les ressources hydroélectriques du Tadjikistan connaissent d’importantes variations saisonnières, qui entraînent dessurplus en été et des pénuries marquées en hiver. Ce déséquilibre souligne l’enjeu du commerce de l’électricité avec les pays voisins. Même si les exportations actuelles de la capacité excédentaire estivale vers l’Afghanistan s’inscrivent dans un cadre bilatéral, l’interconnexion régionale CASA-1000 proposée relierait l’hydroélectricité du Tadjikistan et du Kirghizistan en un réseau régional englobant le Kazakhstan, l’Afghanistan, l’Ouzbékistan et le Pakistan.

S’il est réalisé, le projet proposé pourrait stimulerun développement supplémentaire, faisant passer les principaux projets de la planification à la construction. La centrale de Rogun peut apporter une contribution importante, même si le projet pourrait être mis en œuvre dans un cadre d’exportation bilatéral sans le CASA-1000.

Outre la nouvelle capacité à l’étape de la planification, signalons un fort potentiel de réfection et de modernisation au Tadjikistan. Les trois quarts environ de la capacité installée du pays ont plus de 30 ans, ce qui pèse surla production hydroélectrique existante du pays. En raison d’installations désuètes et d’un manque d’investissements, on estime que la capacité réelle au Tadjikistan est voisinede 2 306 MW,nettement au-dessous du chiffre de capacité installée, qui est de 5 190 MW.

En particulier, la centrale de Nurek, mise en service en 1979 et qui produit plus de 70 % de l’électricité du Tadjikistan, a un urgentbesoin de réfection. En 2014, la Banque asiatique de développement a financé la reconstruction du poste électriquede la centrale, et la Banque mondiale a commandé une étude d’évaluation techno-économique visant la remise en état de la centrale.

En outre, la Banque européenne pour la reconstruction et le développement offreun financement à des conditions de faveurpour la réfection et la mise à niveau de la centrale hydroélectrique de Kairakkum, dont la capacité passera de 126 à 142 MW. Ce projet met l’accent sur la résilience climatique dans la conception et l’exploitation de la centrale, ce qui lui permet d’avoir également accès à du financement du Fonds d’investissement climatique (FIC); il s’agit de la première utilisation du FIC pour l’hydroélectricité.

Le potentiel hydroélectrique du Tadjikistan se classe au huitième rang dans le monde et est trois fois plus élevé que la consommation actuelle d’électricité dans toute l’Asie centrale. Son exploitation efficace permettra à la région d’obtenir une électricité peu coûteuse et écoviable.

POPULATION8 200 000


PIB8,5 G$ US



ASIE MÉRIDIONALE ET CENTRALETURQUIEMalgré un ralentissement récent, la Turquie demeure l’un des plus importants marchés d’Europe pour les développements hydroélectriques futurs, car elle combine des ressources abondantes, un gouvernement favorable et un cadre stratégique propice.

Sise entre l’Asie et l’Europe, la Turquie est un pays de haute altitude qui comporte plus de 25 bassins fluviaux, y compris les fleuves transfrontaliers que sont le Tigre et l’Euphrate. En vue de son adhésion éventuelleà l’UE, la Turquie a intégré son infrastructure électrique à celle de l’Europe, tout en mettant en œuvre une stratégie globale de diversification énergétique qui favorise tous les types d’énergie renouvelable. De plus, on prévoit que la demande d’électricité en Turquie augmentera de plus de 90 % au cours des dix prochaines années, ce qui s’ajoute à la liste des moteurs du développement de l’hydroélectricité.

La Turquie a des plans ambitieux pour la décennie à venir en ce qui concerne l’hydroélectricité. Le pays vise à marquer le centenaire de sa constitution en république en 2023 avec une capacité électrique installée totale de 100 GW – en forte hausse par rapport aux 32 GW de 2002 et aux 64 GW de 2014 – dont 30 % proviendront d’énergies renouvelables. Ce taux était d’environ 20 % en 2014 en raison des faibles précipitations.

Le pays travaille à réaliser son objectif colossal de mettre en valeur l’ensemble de son potentiel hydroélectrique économique, estimé à 166 000 GWh/an, soit un total prévu d’environ 24 000 centrales. À ce jour, quelque 50 % de ce potentiel est exploité, plus 15 % en construction, ce qui laisse au pays beaucoup de chemin à parcourir pour atteindre son objectif. À la fin de 2014, la capacité hydroélectrique installée de la Turquie était de 23,6 GW, pour une production de40 400 GWh/an.

La Turquie dispose d’un ensemble de politiques qui appuieront le développement de l’hydroélectricité, y compris un objectif de 30 % d’énergies renouvelables d’ici 2023, un tarif de rachat garanti pour les projets achevés avant la fin de 2015, des exemptions de TVA et de droits de douane ainsi que des exemptions des frais de licence pour les projets d’énergie renouvelable.

Au début de 2015, le gouvernement turc a annoncé qu’il consacrerait 16 milliards $US à des projets hydroélectriques jusqu’en 2018 dans le cadre de son dixième plan de développement. En outre, la déréglementation du secteur de l’électricité a encouragé l’investissement privé, des producteurs d’électricité indépendants prenant en charge la majeure partie des nouveaux projets. La mise en valeur de l’hydroélectricité sera en outre favorisée par les interconnexions de la Turquie avec le réseau européen et par le potentiel d’autres liens avec l’Asie vers l’Est.

En 2003, la Turquie a libéralisé son marché de l’énergie et s’est lancée dans un processus visant à privatiser les actifs existants de même qu’à attirer des investissements privés dans les nouveaux projets, certaines installations hydroélectriques stratégiques étant toutefois exclues du programme de privatisation. Au cours des dernières années, E.ON et Statkraft ont effectué des investissements majeurs dans lepays, alors que la Chine s’est engagée dans un plan de développement de l’hydroélectricité avec des compagnies locales.

En 2014, la Turquie a mis en service sept centrales(sans compter les microcentrales hydroélectriques), ajoutant 688 MW de capacité, notamment les centrales d’Arkun Barajı (245 MW), de Kavşak Bendi (190 MW) et de Yamanly (88 MW). On estime à près de 15 GW lanouvelle capacité actuellement en construction en Turquie, notamment les projets Yusufeli (540 MW), Çetin (517 MW), Kığı (180 MW) et Kargı (100 MW).



PIB32,7 G$ US



1

ASIE ORIENTALE ET PACIFIQUECARTE DE LA RÉGION

7

142

13

12 9

31115

10

8

5

16

4

6




1 Chine 280 000

2 Japon 22 262

3 Vietnam 14 181

4 Australie 8 050

5 Indonésie 5 258

6 Nouvelle-Zélande 5 254

7 Corée du Nord 5 000

8 Malaisie 4 753

9 Laos 3 569

10 Philippines 3 521

11 Thaïlande 3 510

12 Myanmar 3 151

13 Taipei chinois 2 081

14 Corée du Sud 1 747

15 Cambodge 1 184

16 Papouasie-Nouvelle-Guinée 234

17 Fidji 125

18 Nouvelle-Calédonie 78

19 Polynésie française 47

20 Samoa 12

21 Petites îles excentriques des États-Unis

10

ASIE ORIENTALE ET PACIFIQUECAPACITÉ PAR PAYS


1CHINE 299 250

2JAPON 22 262

3VIETNAM 14 181

4AUSTRALIE 8 050

5INDONÉSIE 5 258

6NOUVELLE-ZÉLANDE 5 254

TOP SIX COUNTRIES BY INSTALLED HYDROPOWER CAPACITY (MW)* AUTRES : 28,872 | TOTAL : 383,127


L’économie de l’Asie orientale connaît une croissance rapide et est assoiffée d’énergie. La Banque asiatique de développement estime que la demande d’électricité de la région va plus que doubler entre 2010 et 2035, atteignant 16 169 TWh en 2035. En Asie du Sud-Est, la demande devrait presque tripler pendant la même période. La Chine a installé 21,85 GW de capacité hydroélectrique en 2014, soit davantage que le reste du monde combiné. En excluant la Chine, quelque 2,8 GW de nouvelle capacité ont été installés dans la région, en majorité dans le bassin fluvial du Lancang-Mékong. De nouvelles centrales ont aussi été mises en serviceaux Philippines, en Malaisie, au Japon et en Papouasie-Nouvelle-Guinée.

Le fleuve Lancang-Mékong prend sa source sur le plateau tibétain et traverse la Chine, le Myanmar, le Laos et la Thaïlande avant de parvenir à son delta, qui chevauche le Cambodge et le Vietnam. Actuellement, quelque 50 millions de personnesdans le bassin inférieur du fleuve dépendent directement du fleuve pour leur alimentation et leur subsistance. On estime l’immense potentiel hydroélectrique du fleuve à 23 GW pour le bassin supérieur en Chine, et à 30 GW pour les paysen aval.

Le Laos recèle un très grand potentiel hydroélectrique. Environ 35 % du débit du Lancang-Mékong provient de ce pays. Le Laos progresse dans la réalisation de son ambition de devenir la « batterie » de l’Asie du Sud-Est. Bien que seuls les projets Nam Sana (14 MW) et Nam Ngiep 3A (44 MW) soient entrés en service en 2014, on prévoit la mise en service de nombreuses centrales en 2015 : Nam Ngiep 2 (180 MW), Nam Kong 2 (66 MW) et les groupes2, 5 et 6 de Nam Ou (120, 240 et 180 MW respectivement). Le Laos a en outre achevé la première phase de son projet Xayaburi de 1 285 MW en détournant le fleuve; le projet devrait être achevé en 2019. Ce projet de 3,5 milliards $US est financé principalement par quatre banques thaïlandaises; 95 % de l’électricité produite sera exportée vers la Thaïlande.

En mai 2015, le gouvernement thaïlandais a approuvé son nouveau Plan de développement énergétique, qui énonce la stratégie du pays en matière d’énergie et d’investissement jusqu’en 2036. Pour la première fois dans un plan de développement thaïlandais, les énergies renouvelables et l’efficacité énergétique sont explicitement mentionnées. L’objectif est de doubler la capacité totale installée au cours des 20 prochaines années. Toutefois, une grande partie de cette croissance dépend d’importations d’électricité du Laos et du Myanmar. Déjà, l’hydroélectricité importée représente 7 % de la capacité installée de la Thaïlande, et ce chiffre devrait passer à 10 à15 % d’ici 2025. En plus du projet de développement Xayaburi au Laos, la Thaïlande participe à deux projets de l’autre côté de sa frontière avec le Myanmar : Hatgyi (1 360 MW) et Mong Tong (7 110 MW).

La capacité hydroélectrique installée du Cambodge a connu une croissance phénoménale au cours des dernières années. En 2014, le pays a plus que doublé sa capacité installée pour atteindre 1,2 GW, en mettant en service trois centrales : Russey Chrum Krom (341 MW), Stung Tatay (246 MW) et Stung Atai (120 MW). Les centrales de Russey Chrum Krom et de Stung Tatay, appartenant à la Chine et situées dans la province de Koh Kong, sont les plus grandes centrales du pays. Au cours des 15 dernières années, des compagnies chinoises ont investi des sommes estimées à 1,6 milliard $US pour construire six centrales hydroélectriques au Cambodge, totalisant 928 MW de capacité installée. Toutes ces centrales sont maintenant en fonction. Le plan d’approvisionnement en électricité du Cambodge dépend de la construction de quatre centrales hydroélectriques supplémentaires d’ici 2020. Totalisant 1 300 MW, ces centrales sont nécessaires pour répondre à la croissance prévue de la demande énergétique.

Le Vietnam a connu une croissance rapide dans le domaine de l’hydroélectricité, ayant mis en service quelque 10 GW de capacité installée depuis 2004. En 2014, le Vietnam a ajouté 281 MW avec les centrales de Dak Drinh (125 MW) et de Song Bung 4 (156 MW).

Ces développements rapprochent le pays de son objectif national d’atteindre une capacité installée de 17 GW d’ici 2020, conformément au Plan de développement énergétique 2011 à 2020.

Ailleurs en Asie du Sud-Est, la Malaisie a ajouté un total de 836 MW de capacité en 2014, entièrement dans l’État du Sarawak. Deux turbines de 300 MW ont été ajoutées à la centrale de Bakun (2 400 MW), marquant l’achèvement du projet. La première des quatre turbines de 236 MW a été ajoutée à la centrale de Murum (944 MW), qui devrait êtrepleinement en service en 2015. La construction de la centrale de Baleh (1 285 MW) commencera en 2016. La Papouasie-Nouvelle-Guinée a raccordéla centrale au pied du barrage Yonki (18 MW), qui est maintenant la quatrième centrale hydroélectrique du pays en importance, derrière celles de Ramu 1 (75 MW), d’Ok Menga (57 MW) et de Rouna 2 (30 MW).

Comme pour d’autres pays de la région, on s’attend à ce que les besoins énergétiques de l’Indonésie augmentent de concert avec la croissance économique soutenue du pays. En raison de sa dépendance actuelle à l’égard des combustibles fossiles et de la volatilité du prix du pétrole, l’Indonésie cherche à tirer profit de ses ressources naturelles de remplacement, dont l’hydroélectricité.

On estime le potentiel hydroélectrique de l’archipel à 75 GW; le potentiel techniquement exploitable serait de 12,4 GW, principalement dansles îles de Java, de Sumatra et de Sulawesi. Avec pour objectif d’installer 35 GW de nouvelle capacité d’ici 2020, le gouvernement offre des incitatifs supplémentaires pour le développement de la petite hydroélectricité sous la forme de tarifs de rachat garantis pour les producteurs indépendants. Ainsi, l’Iran et l’Indonésie ont signé un accord au début de 2015 pour la construction de 48 centrales hydroélectriques de 1 à10 MW. Le projet Batang Toru (510 MW) à Sumatra compte également parmi les projets futurs et devrait entrer en production en 2019.

ASIE ORIENTALE ET PACIFIQUEAPERÇU


ASIE ORIENTALE ET PACIFIQUE : APERÇU(SUITE)

POLITIQUES OBJECTIF

Taipei chinoisTarif de rachat garanti pour les centrales au fil de l’eau (toutes capacités) au taux de 0,184 €/kWh.

IndonésieTarifs de rachat garantis pour les centrales hydroélectriques d’une capacité allant jusqu’à 10 MW, 656 IDR/kWh à moyenne tension et 1 004 IDR/kWh à basse tension, accords d’achat d’électricité avec la compagnie d’électricité d’État.

JaponTarifs de rachat garantis pour l’hydroélectricité de 35,70 ¥/kWh pour une capacité inférieure à 200 kW, de 30,45 ¥/kWh entre 200 kW et 1 MW et de 25,20 ¥/kWh entre 1 et 3 MW, le tout pour 20 ans.

MalaisieLa Loi sur les énergies renouvelables de 2011 comprend un tarif de rachat garanti pour les petites centrales hydroélectriques pendant 21 ans.

PhilippinesTarif de rachat garanti pour les centrales au fil de l’eau au taux de 5,90 PHP/kWh pendant au moins 12 ans; objectif d’installation de 250 MW d’ici 2015.

ThaïlandePetites centrales hydroélectriques appuyées par des accords d’achat visantles petits producteurs d’électricité.

Pays Objectif

Chine 260 GW à ajouter entre 2012 et 2017

30 GW de pompage-turbinage à ajouter entre 2012 et 2017

Chinese Taipei

2 112 MW en 2020, 2 502 MW en 2025

Indonésie 2 GW en 2025

3 GW de pompage-turbinage en 2025

Japon 49 GW en 2020

Corée du Sud

13 016 GWh/an en 2030

1 926 GWh/an de petite hydroélectricitéen 2030

6 159 GWh/an d’électricité océanique en 2030

Vietnam 19,2 GW en 2020

1,8 GW de pompage-turbinage en 2020, 5,7 GW en 2030

Philippines 8 824 MW en 2030

Thaïlande 5,1 GW en 2021

2 MW d’électricité océanique en 2021


ASIE ORIENTALE ET PACIFIQUE CHINEIl y a quatre ans, le gouvernement chinois a lancé son douzième plan quinquennal, une stratégie de développement économique qui reconnaissait et abordait les dangers sociaux, politiques et environnementaux d’une croissance incontrôlée. Le plan prévoyait des objectifs et une orientation pour la vision du développement économique national. Dans le but de réduire ses émissions de GES tout en répondant à une demande énergétique croissante, la Chine s’était engagée à accroître sa capacité hydroélectrique à 284 GW et sa capacité de pompage-turbinage à 41 GW d’ici 2015.

À la fin de 2014, la Chine a presque atteint cet objectif avec un an d’avance. La capacité hydroélectrique totalisait 282 GW après la mise en service de 21 250 MW en 2014, ainsi que l’ajout de 600 MW de capacité de pompage-turbinage.

Environ 80 % de la capacité supplémentaire aété mise en service dans des régions éloignées des provinces du Sichuan et du Yunnan, toutes deux dans le Sud-Ouest du pays. Dans l’ensemble, la Chine aajouté des turbines dansplus de 35 de ses centrales hydroélectriques. On a notamment ajouté 4 260 MW à Xiluodu (13 860 MW), 1 600 MW à Xiangjiaba (6 400 MW) et 1 300 MW à Nuozhadu (5 850 MW). Ces centrales sont maintenant pleinement en service.

Parmi les autres ajouts à la capacité installée, notons l’ajout de 2 400 MW à Jinping II, l’ajout de 1 080 MW à Ludila (2 160 MW) et la mise en service de la centrale de pompage-turbinage de Hohhot (600 MW). La Chine a en outre raccordé au réseau la plus grosse centrale hybride solaire-hydroélectrique du monde; le complexe de Longyangxia est constitué d’un parc photovoltaïque de 320 MW entièrement intégré à une centrale hydroélectrique de pointe de 1 280 MW.

Cette capacité ajoutée a permis à la Chine de produire plus de 1 TWh d’hydroélectricité en 2014, ce qui a fait passer la part de l’hydroélectricité dans le bouquet énergétique de 16,9 % en 2013 à 17,3 %. Toutefois, le développement de l’infrastructure de transport de l’énergie entre les centres de production éloignés et les régions côtières, où la demande est concentrée, n’arrive pas à suivre l’augmentation rapide de la capacité de production. Ce retard, combiné à la faible croissance de la demande locale, entraîne une sous-utilisation de la production hydroélectrique et éolienne.

En conséquence, la Chine a annoncé en janvier 2015 qu’elle investira des sommes records dans le réseau électrique national. Le plan prévoit des travaux d’interconnexion entre le réseau chinois et ceux dela Russie, duKazakhstan, de la Mongolie et duPakistan.

La Chine continuera d’accroître sa capacité hydroélectrique afin de réaliser ses objectifs ambitieux de 350 GW d’hydroélectricité et de 70 GW de pompage-turbinage d’ici 2020, et de 510 GW d’hydroélectricité et 150 GW de pompage-turbinage d’ici 2050.

Parmi les projets en cours de construction, notons la centrale de pompage-turbinage de Fengning dans la province du Hubei; une fois achevée, ce sera la plus grosse centrale de pompage-turbinage du monde avec une capacité installée de 3 600 MW. Parmi les autres grandes centrales prévues, notons Baihetan (16 000 MW) et Wudong de (8 700 MW), qui doivent toutes deux entrer en production en 2020.

Les compagnies chinoises jouent également un rôle de premier plan dans la mise en valeur de l’hydroélectricité hors des frontières de la Chine. Des accords ont récemment été conclus en Asie du Sud-Est, mais ces entreprises accroissent également leur présence en Asie centrale, en Afrique et en Amérique du Sud.

POPULATION1 355 682 576


PIB9 240 G$ US

CAPACITÉ HYDRO- ÉLECTRIQUE INSTALLÉE280 GW CONVENTIONNELLE

21,8 GW POMPAGE-TURBINAGE


ASIE ORIENTALE ET PACIFIQUE MYANMARLe Myanmar a un potentiel hydroélectrique de plus de 100 GW, dont seulement 3 GW ont été exploités jusqu’à maintenant. Le plus gros potentiel se trouve dans les États de Kayin, de Shan et de Kayah, où le fleuve Salouen est la principale ressource hydroélectrique.

Dans la foulée des réformes politiques et de la libéralisation économique en cours, la position stratégique du Myanmar à la frontière entre l’Asie du Sud et l’Asie de l’Est entraîne une participation accrue à la collaboration énergétique régionale. Néanmoins, avec un taux d’électrification de seulement 31 % et une croissance de la demande de 15 % par an, le Myanmar est confronté au défi classique de répondre à une demande énergétique galopante.

À cette fin, le gouvernement a finalisé son Plan national d’électrification en juin 2014. Ayant pour objectif de fournir de l’électricité au pays entier d’ici 2030, le plan met l’accent sur l’hydroélectricité comme solution énergétique à long terme. Selon le scénario du plan, la capacité hydroélectrique installée devrait presque tripler pour atteindre 9 000 MW d’ici 2030.

Actuellement, l’hydroélectricité représente les deux tiers du bouquet énergétique du pays avec une capacité installée de 3 151 MW répartie entre 25 centrales en production. Un total de 46 GW de potentiel techniquement exploitable a été établi jusqu’à maintenant, et plusieurs projets sont maintenant en construction ou à l’étape de la planification avancée.

De nouveaux cadres stratégiques et législatifs sont mis en place pour stimuler le développement et attirer des engagements et des investissements internationaux. Avec l’aide de la Banque asiatique de développement, la politique énergétique nationale a été réformée et la nouvelle Loi sur l’électricité a été adoptée en octobre 2014. Cette loi vise spécifiquement à encourager l’investissement international dans l’infrastructure électrique, et comprend des dispositions pourl’octroi et la révocation de permis à des investisseurs étrangers.

On constate déjà des signes d’un engagement international accru. Toshiba a obtenu un contrat pour la construction de la centrale hydroélectrique d’Upper Yeywa (308 MW) par l’entremise de sa filiale chinoise, Toshiba Hydro Power. Cette centrale devrait entrer en production d’ici 2018. Le groupe Asia World et le groupe chinois Hanergy ont été autorisés à réaliser le projet Upper Thanlwin (1 400 MW), qui fournira aussi de l’électricité au Sud-Ouest de la Chine.

Ces partenariats tirent parti de réussites antérieures en collaboration internationale, comme le projet Balu Chaung 3, qui a mis en productionune capacité installée de 52 MW en janvier 2014.

En décembre 2014, le Myanmar a reçu un crédit de 100 millions $USdu Groupe de la Banque mondiale afin de mettre en valeur le bassin fluvial de l’Irrawaddy. Cela permettra de réaliser les études de fiabilité et les premières évaluations, qui tiendront compte de l’effet du développement hydroélectrique sur l’ensemble du bassin fluvial.



PIB51,29 G$ US



Un certain nombre de tendances naissantes, de défis persistantset d’opportunités ont été cernés et débattus lors du Congrès Mondial de l’hydroélectricité 2015, organisé par l’IHA. Nous résumons ici les enjeux relatifs aux stratégies, au commerce, aux pratiques et à la recherche qui influeront probablement sur l’avenir de l’hydroélectricité.

PRIORITÉS DU SECTEUR : RÉSUMÉ DU CONGRÈS MONDIAL DE L’HYDROÉLECTRICITÉ

stratégiesLes scénarios énergétiques indiquent que la capacité hydroélectrique mondiale doublera probablement d’ici 2050. Toutefois, un certain nombre de facteurs économiques, politiques et socioéconomiques peuvent influer sur ce développement. Par exemple, les cadres stratégiques et les conditions du marché peuvent favoriser les investissements en faveur d’un bouquet énergétique futur plus renouvelable, même s’il est clair que ces investissements devront toucher non seulement la technologie de production, mais aussiles réseaux de transport et les services de réseau, que l’hydroélectricité peut fournir en partie.

En outre, les planificateurs de l’énergie sont maintenant invités à penser désormais en termes de filière eau-énergie (voir la page 12), autrement dit à prendre en compte l’impact de la production d’électricité sur les ressources hydriques dans les choix de technologie et de conception des projets.

Enfin, les décideurs, en particulier dans les pays en développement, doivent gérer un équilibre délicat entre un développement inévitable et les impératifs de durabilité.

Des solutions à ce dilemme apparaissent, qui mettent l’accent sur une analyse stratégique aux premières étapes des projets, en tenant compte d’une perspective à l’échelle du bassin hydrographique. Toutefois, même si les objectifs de conservation peuvent être atteints en limitant la fragmentation fluviale à l’échelle du bassin, les planificateurs devront veiller à ce que les solutions de remplacement offrent une production énergétique semblable. Cela exige évidemment des activités de sensibilisation, de consultation et de collaboration officielle à un niveau plus élevé afin d’encourager le développement régional.

commerceDu point de vue commercial, il est essentiel d’aborder les questions de développement durable et de financement pour la réussite à long terme des projets, la question de la durabilité influant souvent sur l’accès au financement.

C’est pourquoi le Protocole d’évaluation de du développement durable de l’hydroélectricité (voir la page 19) s’est avéré être un outil utile pour les promoteurs et les exploitants qui cherchent à étalonner leurs projets à l’échelle internationale et à fournir aux bailleurs de fonds un moyen d’incorporer le facteur durabilité dans leur évaluation des projets.

Le développement durable au sens large couvre un éventail de sujets. On parle souvent d’une bonne gouvernance d’entreprise. Une communication et un leadership transparents dans ce domaine envoient des signaux positifs aux investisseurs, tout comme la capacité de démontrer une bonne résilience climatique (voir page 17).

Les projets hydroélectriques complexes présentant des coûts initiaux élevés demeurent par nature difficiles à financer en raison de leur profil de risque qui évolue au fil du temps. Le risque peut être géré avec un bon projet et une bonne structure financière, mais il est clair que tous les acteurs profiteraient du partage de l’expérience, des connaissances et des outils disponibles à l’échelle mondiale.

pratiquesDans la pratique, les aspects environnementaux et sociaux demeurent les plus difficiles et les plus surveillés d’un projet. Parmi ces aspects, la réinstallation des populations déplacées a changé au cours des dernières décennies; naguère limitée à un simple dédommagement, elle implique de plus en plus l’obligation de garantir la subsistance des communautés touchées ainsi que des conditions de vie équivalentes aux conditions préexistantes, sinon meilleures. La collaboration avec les pouvoirs publics pendant tout le processus est essentielle.

Un autre aspect, celui de la gestion des sédiments, est une préoccupation croissante qui doit être abordée à l’étape de la conception du projet, mais également dans les considérations à l’échelle du bassin.

Enfin, maintenir des normes de sécurité élevées dans une industrie de plus en plus variée exigera des échanges généralisés des pratiques exemplaires, surtout en ce qui concerne les questions propres au secteur comme le lâcher d’eau, en conditions normales aussi bien qu’anormales.

Il vaut la peine de noter que la modernisation – qui touchera forcément toutes les installations actuelles d’ici 2050 – peut être l’occasion d’aborder certains des enjeux susmentionnés, mais ausside s’adapter aux conditions du marché, à l’évolution du bouquet énergétique et aux changements climatiques. Une bonne connaissance des options disponibles peut donner un avantage compétitif aux exploitants.


RechercheParce qu’ils influeront sur la perception et le développement de l’hydroélectricité, les impacts positifs aussi bien que négatifs doivent être mieux compris, et les résultats des recherches doivent être diffusés à l’extérieur du secteur. En plus de quantifier les émissions de GES des réservoirs (voir la page 16), qui peuvent déterminer l’accès à un financement lié aux changements climatiques, l’évaluation des avantages macroéconomiques de l’hydroélectricité permettra d’éclairer les bienfaits d’un tel investissement au-delà de la production d’électricité.

Du point de vue environnemental, une meilleure compréhension des concepts de débit en aval et de connectivité au seindu bassin fluvial, ainsi que de la manière dont ils influent sur les espèces aquatiques en particulier, éclairera la conception et la planification des projets.

PRIORITÉS DU SECTEUR : RÉSUMÉDU CONGRÈS MONDIAL DE L’HYDROÉLECTRICITÉ(SUITE)

CONGRÈS MONDIAL DE L’HYDROÉLECTRICITÉ

Organisé tous les deux ans, le Congrès Mondial de l’Hydroélectricité est un rassemblement des plus grands décideurs et experts du monde entier œuvrant au développement et à l’exploitation de l’hydroélectricité.

Le Congrès Mondial de l’Hydroélectricité de 2015 a rassemblé un éventail d’intervenants qui représentent le milieu des affaires, la société civile, les organismes non gouvernementaux, les gouvernements, les entités intergouvernementales de même que les établissements de recherche, de financement et de développement.


Pays Capacité totale installée à l’exclusion du pompage–turbinage (MW)

Pompage–turbinage (MW)

Production (TWh)

Afrique du Sud 661 1 580 1,04Algérie 228 – 0,32Angola 760 – 2,93Bénin 1 – –Botswana – – –Burkina Faso 32 – 0,1Burundi 54 – 0,16Cameroun 736 – 4,38Cap–Vert – –Comores 1 – –Congo 209 – 1,06Côte d’lvoire 604 – 2,49Djibouti – –Égypte 2 800 – 13,25Érythrée – –Éthiopie 2 178 – 5,72Gabon 170 – 0,8Gambie –Ghana 1 602 – 8,42Guinée 128 – 0,5Guinée équatoriale 127 – 0,01Guinée–Bissau – –Kenya 812 – 3,41Lesotho 80 – 0,69Libéria – – –Libye – – –Madagascar 164 – 0,86Malawi 364 – 2,14Maldives – –Mali 157 – 0,29Maroc 1 306 464 2,52Maurice 60 – 0,08Mauritanie 97 – 0,12Mozambique 2 187 – 16,67Namibie 341 – 1,79Niger – – –Nigeria 2 040 – 5,9Ouganda 706 – 1,48République centrafricaine 25 – 0,14République démocratique du Congo 2 472 – 7,8

Réunion 121 – 0,5Rwanda 99 – 0,18Sahara–Occidental – – –Sao Tomé–et–Principe 4 – 0,01Sénégal – – –Seychelles – – –Sierra Leone 54 – 0,11Somalie – – –Soudan 2 250 – 6,31Soudan du Sud – – –Swaziland 60 – 0,27Tanzanie 562 – 2,56Tchad – – –Togo 65 – 0,1Tunisie 66 – 0,05Yémen – – –Zambie 1 895 – 11,62Zimbabwe 750 – 5,39TOTAL 27,028 2 044 112

Pays Capacité totale installée à l’exclusion du pompage–turbinage (MW)

Pompage–turbinage (MW)

Production (TWh)

Afghanistan 400 – 0,91Arabie saoudite – – –Bahreïn – – –Bangladesh 230 – 1,49Bhoutan 1 489 – 7,17Émirats arabes unis – – –Inde 44 799 4 786 131Iran 10 156 – 13,34Iraq 1 513 240 4,4Israël 7 – 0,03Jordanie 12 – 0,06Kazakhstan 2 260 – 7,33Kirghizistan 3 091 – 13,81Koweït – – –Liban 221 – 0,66Népal 706 – 3,34Oman – – –Ouzbékistan 1 731 – 10,31Pakistan 7 264 – 31,18Qatar – – –Russie 49 108 1 360 164Sri Lanka 1 624 – 5,12Syrie 1 505 – 2,77Tadjikistan 5 190 – 16,55Territoire palestinien, occupé – – –Turkménistan 1 – –Turquie 23 661 – 39,53TOTAL 155 968 6 386 455

Australie 8 050 740 20,45Brunei – – –Cambodge 1 184 – 1,45Chine 280 000 21 800 1 064,34Corée du Nord 5 000 – 13,14Corée du Sud 1 747 4 700 4,13Fidji 125 – 0,3Guam – – –Hong Kong – – –Îles Cook – – –Îles Marshall – – –Îles Salomon – – –Indonésie 5 258 – 13,36Japon 22 262 27 434 78,01Kiribati – – –Laos 3 569 – 1 219Macao – – –Malaisie 4 753 – 10,41Micronésie, États fédérés de – – –Mongolie – – –Myanmar 3 151 – 5,52Nauru – – –Niue – – –Nouvelle-Calédonie 78 – 0,33Nouvelle-Zélande 5 254 – 22,09Papouasie-Nouvelle-Guinée 234 – 0,86Petites îles excentriques des États-Unis – – –

Philippines 3 521 685 9,87Polynésie française 47 – 0,29Samoa 12 – 0,05Samoa américaines – – –Singapour – – –Taipei chinois 2 081 2 602 4,19Thaïlande 3 510 1 000 11,68Timor-Leste – – –Tonga – – –Tuvalu – – –Vanuatu – – –Vietnam 14 181 – 58,39Wallis-et-Futuna – – –TOTAL 364 017 58 961 1 330

AFRIQUE ASIE MÉRIDIONALE ET CENTRALE

ASIE ORIENTALE ET PACIFIQUE

CAPACITÉ INSTALLÉE ET PRODUCTION MONDIALES D’HYDROÉLECTRICITÉ EN 2014


Pays Capacité totale installée à l’exclusion du pompage-turbinage (MW)

Pompage-turbinage (MW)

Production (TWh)

Albanie 1 527 – 4,01Allemagne 4 452 6 806 21,64Andorre 45 – 0,1Arménie 1 249 – 2,74Autriche 7 968 5 108 39,71Azerbaïdjan 1 116 – 2,44Bélarus 13 – 0,04Belgique 120 1 307 1,43Bosnie-Herzégovine 2 156 458 6,42Bulgarie 2 265 864 4,87Chypre – – –Croatie 1 848 293 9,07Danemark 9 – 0,02Espagne 13 293 5 268 40,18Estonie 8 – 0,03Finlande 3 198 – 13,22France 18 382 6 985 67,28Géorgie 2 640 – 7,63Gibraltar – – –Grèce 2 697 699 4,57Groenland 20 – 0,08Hongrie 56 – 0,3Îles d’Åland – – –Îles Féroé 39 – 0,12Irlande 237 292 0,94Islande 1 986 – 12,6Italie 14 325 7 555 58,07Lettonie 1 576 – 1,95Liechtenstein – – –Lituanie 116 760 1,07Luxembourg 34 1100 1,16Macédoine 538 – 1,19Malte – – –Moldavie 76 – 0,37Monaco – – –Monténégro 658 – 1,96Norvège 28 718 1 351 135,56Pays-Bas 37 – 0,12Pologne 569 1 782 11,66Portugal 4 455 1 343 16,16République tchèque 1 065 1 147 3Roumanie 6 456 92 18,57Royaume-Uni 1 690 2 744 8,71Saint-Marin – – –Serbie 2 221 614 10,51Slovaquie 1 606 916 4,44Slovénie 1 074 180 6,17Suède 16 315 99 63,79Suisse 13 790 1 817 37,45Ukraine 5 470 1 315 11,02TOTAL 166 113 50 895 633

Pays Capacité totale installée à l’exclusion du pompage-turbinage (MW)

Pompage-turbinage (MW)

Production (TWh)

Anguilla – – –Antigua-et-Barbuda – – –Aruba – – –Bahamas – – –Barbade – – –Belize 53 – 0,21Bermudes – – –Canada 77 558 177 375,11Costa Rica 1 750 – 7,21Cuba 64 – 0,1Dominique 6 – 0,03El Salvador 472 – 1,9États-Unis 79 270 22 368 258,75Grenade – – –Guadeloupe 10 – –Guatemala 991 – 3,99Haïti 61 – 0,15Honduras 558 – 2,98Îles Caïmans – – –Îles Turks et Caicos – – –Îles Vierges américaines – – –Îles Vierges britanniques – – –Jamaïque 23 – 0,12Martinique – – –Mexique 12 410 – 31,53Montserrat – – –Nicaragua 106 – 0,47Panama 1 622 – 4,97Porto Rico 100 – 0,1République dominicaine 543 – 1,43Saint-Barthélemy – – –Sainte-Lucie – – –Saint-Kitts-et-Nevis – – –Saint-Pierre et Miquelon – – –Saint-Vincent-et-les Grenadines 7 – 0,03

Trinité-et-Tobago – – –TOTAL 175 604 22 545 690

Argentine 9 079 974 29,43Bolivie 494 – 2,34Brésil 89 306 – 392,58Chili 6 358 – 20,61Colombie 10 793 – 52Équateur 2 237 – 11,56Guyana 1 – –Guyane française 119 – 0,73Paraguay 8 810 – 59,43Pérou 3 820 – 23,76Suriname 189 – 0,73Uruguay 1 538 – 7,54Venezuela 15 136 – 78,23TOTAL 147 880 974 680

EUROPE AMÉRIQUE DU NORD

AMÉRIQUE DU SUD


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